El fracking en Vaca Muerta pisó el acelerador durante el primer semestre del 2025. En solo seis meses se realizaron 12.469 etapas de fractura en Neuquén, un 34% más que en igual período del año pasado. YPF encabezó el ranking con 6.359 fracturas y creció un 47% interanual. La empresa estatal se consolida como la mayor operadora del país en volumen de actividad no convencional. Pampa Energía sorprendió con un crecimiento exponencial. Pasó de 250 etapas en 2024 a 883 este año. “Triplicamos la actividad en el shale neuquino”, destacaron desde la compañía. TotalEnergies también marcó un salto notable. Subió […]
Comprometió a los privados con mayores inversiones en infraestructura y destacó el trabajo en equipo para lograr beneficios para todos los actores. El gobernador Rolando Figueroa impulsó la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta que comprometió inversiones y mayor competitividad de las operadoras. Lo hizo en un encuentro que se realizó con representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). Participaron, además, la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene) y -por invitación del gobernador- el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa. La reunión se realizó en […]
Colombia atraviesa por una coyuntura inédita. Por primera vez en décadas, el país enfrenta una amenaza real de insuficiencia energética, con proyecciones que anticipan un escenario de desabastecimiento en un horizonte que depende de la llegada del próximo fenómeno de El Niño, que podría ocurrir en los próximos 2 a 5 años, teniendo en cuenta que el último fue en 2024.
Entre 2020 y 2024, la demanda nacional de electricidad creció cerca de un 12%, superando las previsiones oficiales y presionando un sistema que sigue dependiendo en gran parte de la hidroelectricidad.
En este contexto, el desarrollo de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) aparece no sólo como una solución técnica, sino como una ventana estratégica para atraer inversiones.
Actualmente, según el registro actualizado de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), hay 54 proyectos FNCER en trámite, entre los que se destacan 26 fotovoltaicos (4.835,7 MW) y 7 eólicos (1.860,9 MW). A esto se suman 21 líneas de transmisión asociadas, imprescindibles para viabilizar la conexión de estas iniciativas al sistema nacional.
En diálogo con Energía Estratégica, el CEO de Óptima Consultores, Alejandro Lucio sostuvo que, lejos del pesimismo coyuntural, “para efectos de invertir en energía nunca hubo un escenario más favorable que este en Colombia”.
A su juicio, el sistema atraviesa una transición donde las renovables pueden finalmente “competir en un mercado que antes dominaban los incumbentes térmicos e hídricos”, en un momento donde el fondeo internacional está completamente alineado con ese tipo de activos.
Asimismo, remarca que la demanda eléctrica creció un 2,3 % interanual, alcanzando 82.085 GWh en julio de 2024, y mantiene récords mensuales – como los 7.051 GWh en marzo de 2025 –, superando con creces las previsiones, mientras los proyectos de generación convencional siguen sin atraer nuevo capital.
Aunque la situación política genera cierta incertidumbre en el mercado, Lucio aclara que las inversiones no dependen del gobierno sino de la seriedad en la planificación de los proyectos.
Desde una perspectiva institucional, a pesar de las intenciones del gobierno por fortalecer el rol estatal, los intentos de reforma del marco eléctrico no han prosperado en el Congreso.
“Han pasado tres años y las grandes reformas que se veían venir, como la estatización del sector, no han avanzado”, destaca Lucio.
En este sentido, actores clave como la CREG, UPME y el Ministerio de Minas y Energía enfrentan el desafío de destrabar normas que agilicen licencias y aseguren confiabilidad operativa.
Avances y limitaciones de las renovables
Actualmente, Colombia cuenta con una capacidad instalada de energías renovables no convencionales cercana a los 1.500 MW, lo que representa menos del 5% de la matriz eléctrica nacional.
En contraste, los más de 6.600 MW en evaluación ambiental permitirían más que cuadruplicar esa potencia si logran ejecutarse. Sin embargo, estos proyectos enfrentan desafíos estructurales en materia de conexión, licenciamiento y gestión territorial, especialmente en regiones como La Guajira.
A esto se suma una asimetría en la expansión renovable: mientras la solar ha ganado terreno en la franja horaria diurna, la energía eólica sigue estancada por cuellos de botella regulatorios, técnicos y sociales. De hecho, más del 90% de los proyectos en desarrollo con capacidad de conexión adjudicada en Colombia son solares, mientras que los eólicos se reducen a un par de casos.
«Lo poco que entra es solar», advierte Lucio, y aclara que cubrir solo ese tramo horario no resuelve la necesidad de una solución energética de 24 horas. Esta expansión, aunque significativa, sigue limitada por la falta de infraestructura de red que permita integrar esa generación con estabilidad.
Este segmento también está avanzando y muestra de ello es la inversión centrada en nuevas líneas de transmisión de los últimos años.
En total, hay 21 líneas de transmisión en trámite ambiental vinculadas a proyectos FNCER, una infraestructura clave para descongestionar nodos regionales y permitir la entrada efectiva de nuevas fuentes renovables al sistema eléctrico nacional.
Lucio aclara que el almacenamiento, en el contexto colombiano actual, no representa una solución de fondo debido a que aún no hay una sobreinstalación solar que genere excedentes energéticos a gestionar. Enfatiza que “el problema en Colombia es que no te sobra energía en este momento”, lo que contrasta con otros países donde el almacenamiento se usa para gestionar excedentes. En Colombia, el almacenamiento será útil principalmente para soluciones de red, no como respaldo de confiabilidad energética en el corto plazo.
Desarrollar el componente eólico resulta clave para diversificar la cobertura horaria del sistema y garantizar firmeza energética en las horas donde la solar no opera.
Sin embargo, esta tecnología enfrenta obstáculos aún mayores: el recurso competitivo está concentrado en La Guajira, una región con complejidades sociales y ambientales, y cuya infraestructura de conexión, como la línea de transmisión del Grupo Energía de Bogotá, no estará operativa antes de 2027.
La demora en esa obra clave generó pérdidas millonarias a desarrolladores como Enel, AES y EDP, forzando su salida del mercado colombiano. “Desde el año 2023 hacia acá, esos proyectos se volvieron inviables para las empresas que asumieron compromisos que no pudieron cumplir”, precisa Lucio.
Pese a que el recurso disponible es altamente atractivo, si no hay posibilidades de conexión a red y no se resuelven los cuellos de botella que frenan su integración, al sector eólico le resultará muy difícil desarrollarse.
Además, el consultor cuestiona las expectativas puestas en el desarrollo costa afuera, ya que advierte que muchos de los planes de negocio presentados por los desarrolladores en subastas anteriores partieron de supuestos poco realistas: plazos de ejecución muy cortos y precios de venta excesivamente bajos que no se ajustaban a la realidad colombiana.
En este sentido, la inversión en infraestructura renovable y redes de transmisión no solo puede anticiparse a la crisis, sino capitalizar la oportunidad de posicionar a Colombia como uno de los mercados más dinámicos de América Latina en términos de transición energética.
Guatemala está en un momento decisivo para su sistema energético. La demanda eléctrica alcanzó un récord histórico de 2.204 MW en mayo de 2025, un crecimiento que evidencia el dinamismo económico y el avance de la industrialización. Pero esta expansión pone al límite la red de transmisión del país.
En el marco del Encuentro Nacional de Empresarios por el Desarrollo – ENADE 2025, organizado por la Fundación para el Desarrollo de Guatemala (FUNDESA), líderes del sector público y privado analizaron los desafíos del sistema eléctrico nacional y compartieron un diagnóstico detallado sobre el estado actual del mercado. El mismo contó con la participación de Silvia Alvarado, presidenta del Administrador del Mercado Mayorista; Juan Fernando Castro, viceministro de Energía y Minas; Raúl Bouscayrol, presidente de la Cámara de la Industria de Guatemala; Luis Romeo Ortiz, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica; Sean Porter, director general de desarrollo de nuevos negocios de CMI Capital y Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (AGER).
“El sistema necesita cerca de 1.080 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y 13 subestaciones adicionales para 2030”, manifiesta la presidenta del AMM, Silvia Alvarado. La inversión requerida asciende a 668 millones de dólares, con un peaje garantizado de 87 millones anuales, lo que representa un negocio predecible para los inversores.
El viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro, explica que los trabajos actuales en la costa sur y en la zona norte son importantes, pero no resuelven el problema estructural. “Lo que está saliendo en el plan de expansión de la transmisión de este año es un parche. No es la solución total del sistema”, señala. Las áreas más críticas son Petén e Izabal, donde la infraestructura es obsoleta y las líneas de 69 kV ya no soportan más demanda. “Tenemos un problema grave en Livingston, donde una línea de 30 kilómetros y 13.800 voltios está al máximo. Esto ya no da más”, alerta Castro.
Raúl Bouscayrol, presidente de la Cámara de la Industria, advierte sobre el impacto en la competitividad. “El sector eléctrico es un eje transversal en el tema de competitividad. Es difícil pensar en industrias sin pensar en el requerimiento que tienen de energía eléctrica”, señala. Según Bouscayrol, Guatemala necesita garantizar capacidad suficiente para poder atraer más industrias al interior del país, especialmente en el corredor logístico del sur, donde se desarrollan parques industriales.
Desde una perspectiva regional, Sean Porter, de CMI Capital, resalta la ventaja competitiva que tiene Guatemala. “Tenemos un marco jurídico que lleva décadas de ventaja frente al resto de Centroamérica. En operatividad, Guatemala tiene un sistema mejor que el de Canadá”, afirma Porter. Sin embargo, advierte que no basta con leyes sólidas. “Si no mejoramos la infraestructura de transmisión y vial, no vamos a poder llevar los proyectos a las comunidades”, subraya.
Renovables y almacenamiento: una oportunidad si se resuelven los cuellos de botella
La expansión de la capacidad renovable es otra prioridad del país. Guatemala cuenta con 3.700 MW de capacidad limpia proyectada al 2040, y hoy el 70 % de su generación proviene de fuentes renovables. Según datos del Ministerio de Energía y Minas, durante 2024 se produjeron 6.642 GWh de energía renovable, con 5.334 GWh de hidráulica, 252 GWh de solar, 286 GWh de eólica y 275 GWh de geotérmica. A esto se suma el potencial de nuevas inversiones: actualmente hay 313 MW solares y 65 MW eólicos en construcción, y otros 584 MW solares en estudios.
El proceso de licitación PEC 5 será clave para consolidar este crecimiento. Se prevé contratar 1.400 MW en contratos a 15 años, con la expectativa de que al menos el 50 % sean renovables. “Esta licitación es la más grande de la región y estamos comprometidos con su éxito”, manifiesta Alfonso González, presidente de AGER. Sin embargo, advierte que el proceso debe ser ágil y transparente. “Construir 1.400 MW no es fácil. Solo los trámites administrativos toman un año, y eso va en contra del desarrollo del país”, señala.
Guatemala también se abre a nuevas tecnologías. El almacenamiento de energía mediante baterías ya está normado y se han autorizado 65 MW de capacidad híbrida, lo que permite mitigar la variabilidad de la energía solar y eólica.
El principal desafío sigue siendo el marco institucional para la transmisión. “La conflictividad social y la falta de reglamentación del Convenio 169 de la OIT frenan los proyectos. Hay 39 obras de transmisión sin concluir por estas razones”, advierte Ortiz. El Congreso trabaja en una reforma que permita declarar las líneas eléctricas como de utilidad pública para facilitar las servidumbres y acelerar los procesos.
Además, el país enfrenta un reto social importante: 377.000 viviendas siguen sin acceso a electricidad, y la ejecución del préstamo de 120 millones de dólares para electrificación rural avanza con lentitud. “Las oportunidades existen, pero hay que trabajar con liderazgo y visión de largo plazo”, afirma Alvarado.
Guatemala tiene el potencial de convertirse en un hub energético regional, pero necesita resolver urgentemente sus cuellos de botella en transmisión para asegurar el suministro, atraer inversiones y consolidar un sistema moderno y resiliente. El compromiso público-privado será clave para lograrlo.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos (MISP) de la provincia de Buenos Aires, inauguró el primer Centro Bonaerense de Energías Renovables, ubicado en el campus tecnológico de la Comisión de Investigación Científica (CIC) en la localidad de Gonnet, partido de La Plata.
En ese sentido, el MinistroKatopodis aseguró: “El Primer Centro Bonaerense de Energías Renovables es una obra de infraestructura sostenible que fomentará la investigación para áreas estratégicas”.
«La Provincia apuesta al futuro con una sede propia para formar, capacitar y trabajar en tecnologías sustentables. Mientras Milei recorta la ciencia y destruye el Estado, nosotros lo ponemos al servicio del desarrollo”, continuó.
Por su parte, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni expresó: “En un contexto nacional donde la investigación y la ciencia no reciben presupuesto, al mismo tiempo que se niega el cambio climático, nuestro gobierno provincial reafirma su compromiso con el desarrollo sostenible. Y agregó: “Trabajamos junto a las universidades nacionales y provinciales para impulsar la innovación y el crecimiento que hoy se expresa en la inauguración de un edificio bioclimático, diseñado con criterios de eficiencia energética».
La obra consistió en la construcción de un edificio bioclimático en una superficie total de 1.000 m², que cuenta con dos bloques (uno de ellos de dos plantas) convirtiéndose en un espacio de referencia para la investigación y el desarrollo de tecnologías vinculadas con las energías renovables y la eficiencia energética.
La nueva infraestructura, que también funcionará como centro educativo, incluye pautas de arquitectura bioclimática, medidas de eficiencia energética aplicadas a la construcción, además de biomateriales y materiales reciclados, como aislación térmica con lana de oveja, placas de cáscara de maní, ecoladrillos de hongos y ladrillos PET. Estos elementos son producidos por centros de investigación y transferencia de todo el país y se ubican en distintos sectores del edificio, para promover su aplicación y difusión.
A su vez, el Centro Bonaerense de Energías Renovables cuenta con sistemas de autogeneración renovable solar; de bombeo de agua y calefacción solar para provisión del edificio; de recolección y aprovechamiento de agua de lluvias; y de ventilación e iluminación, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y disminuyendo el consumo eléctrico. En este sentido, para fomentar la movilidad sostenible, se crearán estaciones de carga para vehículos eléctricos, alimentadas por energía solar.
La nueva infraestructura cuenta con un parque solar, un estacionamiento con techo solar y otras instalaciones fotovoltaicas sobre las cubiertas del edificio. Estos equipamientos permitirán abastecer el consumo energético del Centro, y a su vez estarán conectados a la red de distribución eléctrica local, operada por la empresa EDELAP, por lo que los excedentes no utilizados serán volcados a esa red.
La obra se llevó adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a cargo de una Unidad de coordinación operativa integrada por el MISP – a través de la subsecretaría de Energía – y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a todas las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.
Con el nuevo Centro, la Provincia cuenta con su primera sede propia para la investigación, la difusión y la promoción de tecnologías de eficiencia energética y generación renovable, complementando la actividad de la CIC, dependiente del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, que es uno de los primeros organismos de ciencia y tecnología del país y trabaja con el objetivo de capacitar profesionales y generar conocimiento y soluciones concretas para las y los bonaerenses.
Asimismo, se fomentará la investigación en áreas estratégicas vinculadas con temas clave para la Provincia, como celdas solares, irradiación LED en horticultura, desarrollo de electrodos para baterías de litio, obtención y almacenamiento de hidrógeno y transformación de plásticos de desecho en combustibles.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos (MISP) de la provincia de Buenos Aires inauguró el primer Centro Bonaerense de Energías Renovables, ubicado en el campus tecnológico de la Comisión de Investigación Científica (CIC) en la localidad de Gonnet, partido de La Plata.
La obra consistió en la construcción de un edificio bioclimático en una superficie total de 1.000 m², que cuenta con dos bloques (uno de ellos de dos plantas) convirtiéndose en un espacio de referencia para la investigación y el desarrollo de tecnologías vinculadas con las energías renovables y la eficiencia energética.
Al respecto, el Ministro Gabriel Katopodis destacó que “El Primer Centro Bonaerense de Energías Renovables es una obra de infraestructura sostenible que fomentará la investigación para áreas estratégicas”. “La Provincia apuesta al futuro con una sede propia para formar, capacitar y trabajar en tecnologías sustentables. Mientras Milei recorta la ciencia y destruye el Estado, nosotros lo ponemos al servicio del desarrollo”.
Por su parte, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni expresó: “Trabajamos junto a las universidades nacionales y provinciales para impulsar la innovación y el crecimiento que hoy se expresa en la inauguración de un edificio bioclimático, diseñado con criterios de eficiencia energética”.
La nueva infraestructura, que también funcionará como centro educativo, incluye pautas de arquitectura bioclimática, medidas de eficiencia energética aplicadas a la construcción, además de biomateriales y materiales reciclados, como aislación térmica con lana de oveja, placas de cáscara de maní, ecoladrillos de hongos y ladrillos PET. Estos elementos son producidos por centros de investigación y transferencia de todo el país y se ubican en distintos sectores del edificio, para promover su aplicación y difusión.
El Centro Bonaerense de Energías Renovables cuenta con sistemas de autogeneración renovable solar; de bombeo de agua y calefacción solar para provisión del edificio; de recolección y aprovechamiento de agua de lluvias; y de ventilación e iluminación, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y disminuyendo el consumo eléctrico. En este sentido, para fomentar la movilidad sostenible, se crearán estaciones de carga para vehículos eléctricos, alimentadas por energía solar.
La nueva infraestructura cuenta con un parque solar, un estacionamiento con techo solar y otras instalaciones fotovoltaicas sobre las cubiertas del edificio. Estos equipamientos permitirán abastecer el consumo energético del Centro, y a su vez estarán conectados a la red de distribución eléctrica local, operada por la empresa EDELAP, por lo que los excedentes no utilizados serán volcados a esa red.
La obra se llevó adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a cargo de una Unidad de coordinación operativa integrada por el MISP – a través de la subsecretaría de Energía – y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a todas las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.
Para realizar este proyecto se suscribió un convenio de colaboración con la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), organismo dependiente del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, en el marco de la Ley Provincial 14.838 de Régimen de Fomento a las energías renovables en la Provincia de Buenos Aires.
En el nuevo Centro, la Provincia fomentará la investigación en áreas estratégicas como celdas solares, irradiación LED en horticultura, desarrollo de electrodos para baterías de litio, obtención y almacenamiento de hidrógeno y transformación de plásticos de desecho en combustibles.
A su vez, se generarán distintas propuestas orientadas a incentivar la formación, como prácticas profesionalizantes, capacitaciones, talleres, un laboratorio de energías renovables y un circuito demostrativo para que las y los estudiantes de distintos niveles puedan conocer las características y el funcionamiento de los sistemas aplicados a la construcción bioclimática del edificio.
A través del decreto 481/2025, Javier Milei aceptó, “a partir del 17 de julio último, la renuncia presentada por Demián REIDEL al cargo de Jefe de Gabinete de Asesores del señor Presidente de la Nación”.
Como es de forma, Milei “agradece al funcionario renunciante los servicios prestados en el desempeño de su cargo”. El escueto decreto no explica nada más al respecto.
Pocas horas después de la oficialización del decreto, Reidel optó por X para argumentar: “Dejo la presidencia del Consejo de Asesores para concentrarme de lleno, desde la presidencia de Nucleoeléctrica, en el desarrollo del Plan Nuclear Argentino”.
“El plan abarca la construcción del primer reactor modular argentino, la extensión de vida de nuestras centrales, el impulso a la minería de uranio, la creación de YPF Nuclear y muchas otras iniciativas estratégicas. Es una política de Estado orientada a recuperar la soberanía energética y potenciar el desarrollo científico-tecnológico del país”.
“Sigo formando parte del gobierno. Mi apoyo al Presidente @JMilei y a las políticas de esta gestión es absoluto e inquebrantable. Además, seguimos escribiendo juntos un libro de teoría económica con una visión revolucionaria del crecimiento basada en los retornos crecientes a escala. Mi compromiso personal es total”.
“Para mí es un orgullo ser parte de este gobierno que está cambiando la historia de la Argentina”, añadió Reidel. Se verán entonces los resultados de la “concentración de lleno” de Reidel en un área sensible como es la nuclear, en materia energética, y geopolítica.
El Mercado Electrónico del Gas realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 22/07 al 27/07/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 42 ofertas por un total de 23.700.000 metros cúbicos día, con Precios Propedio Poderados de U$S 7,24 por millón de BTU en el PIST y de U$S 8,40 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Desde productores en Neuquén se recibieron 15 ofertas por un volúmen total de 9.600.000 m3/d; desde Chubut se registraron 3 ofertas que totalizaron un volúmen diario de 1.200.000 m3/d; otras 5 ofertas llegaron desde Santa Cruz, con un volúmen total de 1.300.000 m3/día.
Asimismo, desde productores de la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas de abasto por un volúmen de 3.200.000 m3/día; y desde productores en Tierra del Fuego llegaron 12 ofertas que totalizaron un volumen de 8.400.000 m3/día.
Los precios del gas en el PIST variaron entre U$S 6,99 a y U$S 7,50 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA variaron desde los U$S 7,92 hasta los U$S 8,58 el MBTU.
Panamá oficializó el lanzamiento de su primer cronograma anual de licitaciones eléctricas, una herramienta inédita en la región que busca ordenar la transición energética, incentivar la competencia y garantizar precios más competitivos en el mercado de electricidad.
La planificación incluye cinco licitaciones entre 2025 y 2028, con contratos que se extenderán hasta 2033. Se proyecta la incorporación de 1420 megavatios equivalentes MWEq de energía firme y 1335 MW de nueva capacidad instalada, un volumen inédito para el mercado panameño.
El anuncio fue realizado por Juan Manuel Urriola, secretario nacional de Energía, durante la jornada de homologación de la licitación 01-25, el primer proceso de la nueva hoja de ruta: “Este cronograma representa un cambio profundo en la forma en que planificamos el crecimiento del sistema eléctrico nacional. Se trata de un instrumento bien pensado, donde cada agente tiene espacio para participar, siempre que presente buenas ofertas. Lo que buscamos es equilibrio, orden y resultados que beneficien tanto al país como al mercado”.
El primer proceso, 01-25, está enfocado en contratar energía firme y potencia de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, con un plazo de suministro de 20 años a partir del 1 de enero de 2029. Esta etapa inicial habilita a los desarrolladores a completar los estudios, cerrar financiamiento y construir las plantas con el tiempo necesario para su integración al sistema.
En 2026, se prevé una licitación exclusiva para nuevas centrales solares fotovoltaicas, con fecha de inicio de suministro en julio de 2028. Esta decisión responde a un enfoque técnico para evitar la sobreoferta en horarios diurnos, lo que podría afectar la estabilidad del sistema.
“Buscamos balancear la matriz y asegurar energía firme. El cronograma nos permite organizar el ingreso de cada tecnología de forma técnica y ordenada”, explicó Urriola.
Además, se contempla la reconversión de centrales térmicas existentes hacia combustibles alternativos menos contaminantes, un proceso que comenzará en enero de 2026 y entrará en operación en mayo de 2028. Esta estrategia permitirá una transición gradual y brindará oportunidades de inversión a empresas con activos térmicos en operación.
Las siguientes rondas de licitación continuarán en 2027 y 2028, incluyendo proyectos hidroeléctricos en etapa de diseño y nuevas plantas de respaldo. Se espera la contratación de 250 MWEq adicionales en 2027 y otros 250 MWEq en 2028, permitiendo el ingreso de todas las tecnologías renovables y de respaldo.
Impacto en la transición energética y atracción de inversiones
El cronograma se alinea con los compromisos climáticos de Panamá, que ya es un país carbono negativo, y refuerza su rol como referente regional en planificación energética.
“La previsibilidad que ofrece este instrumento facilita una mejor preparación de los oferentes, impulsa nuevas inversiones, fomenta la competencia y contribuye a cumplir con los objetivos de descarbonización”, aseguró Urriola.
Actualmente, Panamá cuenta con una capacidad instalada de 4.968 MW en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). De ese total, 1.848 MW corresponden a generación hidroeléctrica, 336 MW a eólica y 619 MW a solar fotovoltaica. El resto corresponde a fuentes térmicas como gas, carbón, diesel y búnker, que completan aproximadamente 2.165 MW.
El nuevo cronograma de licitaciones prevé la incorporación de 1.420 megavatios equivalentes (MWEq) de energía firme —principalmente hidroeléctrica y eólica— y 1.335 MW de nueva capacidad instalada adicional, incluyendo nuevas centrales solares fotovoltaicas y plantas de respaldo tecnológicamente flexibles. En conjunto, se trata de 2.755 MW adicionales entre 2029 y 2033, lo que representa un incremento cercano al 55 % de la capacidad actual, consolidando la expansión renovable y la diversificación tecnológica del sistema.
El modelo también proporciona seguridad a los inversionistas al establecer fechas concretas y volúmenes definidos, lo que permite planificar estrategias de financiamiento y construcción a mediano plazo. Para Urriola, esto abre un mercado más competitivo y transparente: “Con este cronograma cada agente del sector sabe cuándo y cómo participar. Eso fortalece la competencia y asegura mejores precios para los consumidores”.
Con esta planificación plurianual, Panamá avanza hacia una matriz más diversificada, resiliente y sostenible. La Secretaría Nacional de Energía destaca que el modelo permite evitar “picos” de oferta de tecnologías específicas y construir un mercado ordenado que combine energía solar, eólica, hidroeléctrica y respaldo flexible.
El proceso también incorpora señales claras para la incorporación de nuevas tecnologías y asegura una transición gradual que respete los tiempos de desarrollo de cada proyecto.
“Estamos dando pasos concretos hacia un mercado eléctrico más moderno, con reglas claras, participación abierta y compromiso con el ambiente,” concluyó Urriola.
Cronograma base presentado:
FECHA Propuesta del Acto
CARACTERÍSTICAS
Inicio de Suministro
VOLUMEN ENERGÍA (MWEq) / POTENCIA (MW)
Duración (años)
oct-2025
Nuevas Centrales Hidroeléctricas y Eólicas
ene-2029
120 MWEq / 35 MW
20
ene-2026
Reconversión de Centrales Térmicas existentes a combustibles alternativos
El equipo AXION energy Sport mostró todo su potencial en el autódromo de Buenos Aires, escenario de la sexta fecha del Turismo Carretera 2000.
Esta competencia tuvo un condimento especial: se disputó con pilotos invitados, en una carrera de binomios que sumó emoción y estrategia a una jornada decisiva para el campeonato.
Los hermanos Canapino realizaron una actuación impecable, dominando la competencia de principio a fin, demostrando una coordinación perfecta en cada relevo.
Esta victoria afianza el excelente momento del equipo, y constituye la tercera del campeonato para Agustín Canapino, consolidándose como el líder en el certamen de pilotos.
El resto de los binomios de AXION energy Sport también tuvieron una destacada actuación en esta competencia especial, sumando puntos valiosos para el equipo: ● P4 Trappa – Fritzler ● P5 Yankelevich – Moscardini ● P10 Krujoski – Farroni ● P11 Garbelino – De Benedictis ● P12 Lorio -Suarez
“Este tipo de jornadas reafirman nuestra visión: competir con pasión, innovación y compromiso técnico. AXION energy y Castrol comparten esa misma filosofía, dentro y fuera de la pista”, destacó Cecilia Panetta, gerente ejecutiva de Marketing de Castrol.
La próxima fecha se disputará el 9 y 10 de agosto en San Juan. El AXION energy Sport ya trabaja en los preparativos con el objetivo de seguir siendo protagonista.
Además, los usuarios de ON, la plataforma de beneficios de AXION energy, podrán participar por entradas para esta fecha especial y vivir una experiencia única en el circuito.
AXION energy y Castrol continúan impulsando el rendimiento del equipo a través de la tecnología de su combustible premium QUANTIUM y sus lubricantes de última generación.
El trabajador murió cuando realizaba una maniobra de tapado de cañerías.
La UTE Techint-SACDE confirmó anoche el fallecimiento de un operario durante la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El accidente se produjo a 20 kilómetros de Allen, Río Negro, donde se ubica la cabecera del segundo tramo del ducto.
«Techint-SACDE informa con profundo pesar que hoy domingo 20 de julio, alrededor de las 15.30 se produjo un accidente en el que perdió la vida Lidio Sánchez, que se desempeñaba como capataz de bajada y tapada», expresaron desde la compañía en un comunicado que se hizo público el domingo a la noche.
Según indicaron, el hecho se produjo cuando se hacía una maniobra de tapada de cañerías: «Apenas ocurrido, se activó el protocolo de emergencia de la UT, brindando asistencia inmediata y coordinando la intervención de los servicios médicos y las autoridades correspondientes», señaló el comunicado de la empresa.
Tras confirmarse la muerte del operario, la empresa inició un proceso de investigación para determinar con precisión las causas del accidente. «Toda la comunidad Techint-SACDE expresa su más profundo pesar y acompaña con respeto y solidaridad a familiares, amigos y compañeros de Lidio», finalizó el escrito.
Quién era
Lidio Sánchez, el trabajador fallecido era originario de la localidad de Temperley. Era jubilado, pero se había sumado a la empresa Techint ante la convocatoria para realizar el gasoducto Néstor Kirchner en 2022.
«Sánchez era considerado un hombre escuela transmitiendo su experiencia a los más jóvenes ante la escasez de personal capacitado, cumpliendo ese rol en el campo», recordaron sus compañeros. «Lamentable su vida se terminó, como estaba en su ADN, trabajando», expresaron.
La obra
El oleoducto Vaca Muerta Sur, es un proyecto del Consorcio VMOS, que conforman YPF, Shell, Pan American Energy (PAE), Pluspetrol, Pampa Energía, Vista, Chevron y Tecpetrol. Tiene un tendido de 440 kilómetros que van desde localidad de Allen en Río Negro hasta el puerto de Punta Colorada en Río Negro.
Con un costo de US$ 2.552 millones es una de las mayores obras de infraestructura de la industria petrolera que permitirá evacuar y exportar unos 570.000 barriles diarios de petróleo. El primer tramo implicó la construcción de un oleoducto de 130 kilómetros desde Loma Campana, el área insignia de shale oil de YPF en Vaca Muerta, hasta Allen.
La obra del tendido del ducto, a cargo de Techint y SACDE, demanda actualmente unos 1.500 trabajadores y ya completó los primeros 120 kilómetros de soldadura hasta Chelforó.
Petrolera Aconcagua Energy (PAESA), una de las pocas empresas independientes del mercado argentino de Oil&Gas, informó el viernes a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que Tango Energy, una firma creada por Pablo Iuliano, ex CEO de YPF durante la gestión anterior, se quedará con el 90% de las acciones de la compañía con la intención de viabilizar la reestructuración de su deuda financiera.
El ingreso de Iuliano, que asumirá como CEO de Aconcagua en reemplazo de Diego Trabucco, se concretará con el respaldo de Vista Energy y AR Energy Resources, subsidiaria de Trafigura, los dos principales acreedores de PAESA. Tango Energy inyectará unos US$ 36 millones al capital social de la empresa, un gesto que pedían parte de los tenedores de la deuda como condición necesaria para avalar la reestructuración de una deuda cercana a los US$ 229 millones (con vencimientos por US$ 75 millones en 2025). Lo que sigue esta semana es que el comité de negociación con los titulares de esos bonos —a grandes rasgos agrupados en tres grupos principales: fondos comunes de inversión, compañías de seguros e inversores minoritarios— termine de precisar las condiciones específicas de reestructuración. Recién una vez que esa instancia esté concluida se procederá al canje de los títulos actuales que cayeron en default en junio por los nuevos bonos.
El desembarco de Tango Energy como accionista mayoritario de Aconcagua se concretará sólo si los tenedores de deuda avalan el proceso de reestructuración. Trabucco y Javier Basso, los creadores de PAESA, se correrán del equipo de management de la empresa y continuarán como inversores minoristas con un 10% del equity.
Solución positiva
El ingreso de Iuliano como CEO es una solución positiva para Vista, que en 2023 le vendió a Aconcagua sus campos maduros en Neuquén y Río Negro, por lo que la petrolera creada por Miguel Galuccio podrá seguir enfocada en el desarrollo de yacimientos no convencionales, mientras que Tango Energy tendrá la responsabilidad de mantener en caja la explotación de áreas convencionales, un negocio que en los últimos 12 meses redujo significativamente su rentabilidad por el encarecimiento de los costos en dólares (producto de la apreciación cambiaria que forzó el gobierno con fines antinflacionarios) y del retroceso del precio internacional del petróleo, que cayó por debajo de los 70 dólares. Ese combo, exacerbado por la falta de financiamiento en el mercado doméstico —un fenómeno que complica cada vez más a empresas locales del sector energético—, torció el plan de negocios de Aconcagua, que en los próximos dos años apuntaba a lanzar un proyecto piloto en Vaca Muerta. En caso de confirmar su ingreso post-reestructuración en las próximas semanas, Tango Energy tendrá el desafío ordenar el flujo de fondos de la empresa y la rentabilidad de campos maduros y recién ahí retomar su proyecto de mediano plazo en el no convencional. A eso apuesta Iuliano.
Pablo Iuliano
PAESA opera en 13 concesiones de producción convencional en Neuquén, Río Negro y Mendoza. El 3 de julio, la empresa había informado a la CNV un acuerdo preliminar con Vista Energy y Trafigura, que decidieron suspender temporalmente sus reclamos patrimoniales mientras se desarrolla la refinanciación de la deuda.
Petrolera Aconcagua Energy (PAESA), una de las pocas empresas independientes del mercado argentino de Oil&Gas, informó el viernes a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que Tango Energy, una firma creada por Pablo Iuliano, ex CEO de YPF durante la gestión anterior, se quedará con el 90% de las acciones de la compañía con la intención de viabilizar la reestructuración de su deuda financiera.
El ingreso de Iuliano, que asumirá como CEO de Aconcagua en reemplazo de Diego Trabucco, se concretará con el respaldo de Vista Energy y AR Energy Resources, subsidiaria de Trafigura, los dos principales acreedores de PAESA. Tango Energy inyectará unos US$ 36 millones al capital social de la empresa, un gesto que pedían parte de los tenedores de la deuda como condición necesaria para avalar la reestructuración de una deuda cercana a los US$ 229 millones (con vencimientos por US$ 75 millones en 2025). Lo que sigue esta semana es que el comité de negociación con los titulares de esos bonos —a grandes rasgos agrupados en tres grupos principales: fondos comunes de inversión, compañías de seguros e inversores minoritarios— termine de precisar las condiciones específicas de reestructuración. Recién una vez que esa instancia esté concluida se procederá al canje de los títulos actuales que cayeron en default en junio por los nuevos bonos.
El desembarco de Tango Energy como accionista mayoritario de Aconcagua se concretará sólo si los tenedores de deuda avalan el proceso de reestructuración. Trabucco y Javier Basso, los creadores de PAESA, se correrán del equipo de management de la empresa y continuarán como inversores minoristas con un 10% del equity.
Solución positiva
El ingreso de Iuliano como CEO es una solución positiva para Vista, que en 2023 le vendió a Aconcagua sus campos maduros en Neuquén y Río Negro, por lo que la petrolera creada por Miguel Galuccio podrá seguir enfocada en el desarrollo de yacimientos no convencionales, mientras que Tango Energy tendrá la responsabilidad de mantener en caja la explotación de áreas convencionales, un negocio que en los últimos 12 meses redujo significativamente su rentabilidad por el encarecimiento de los costos en dólares (producto de la apreciación cambiaria que forzó el gobierno con fines antinflacionarios) y del retroceso del precio internacional del petróleo, que cayó por debajo de los 70 dólares. Ese combo, exacerbado por la falta de financiamiento en el mercado doméstico —un fenómeno que complica cada vez más a empresas locales del sector energético—, torció el plan de negocios de Aconcagua, que en los próximos dos años apuntaba a lanzar un proyecto piloto en Vaca Muerta. En caso de confirmar su ingreso post-reestructuración en las próximas semanas, Tango Energy tendrá el desafío ordenar el flujo de fondos de la empresa y la rentabilidad de campos maduros y recién ahí retomar su proyecto de mediano plazo en el no convencional. A eso apuesta Iuliano.
Pablo Iuliano
PAESA opera en 13 concesiones de producción convencional en Neuquén, Río Negro y Mendoza. El 3 de julio, la empresa había informado a la CNV un acuerdo preliminar con Vista Energy y Trafigura, que decidieron suspender temporalmente sus reclamos patrimoniales mientras se desarrolla la refinanciación de la deuda.
La CEPAL advierte que la llegada de nuevos proyectos sigue baja y concentrada en hidrocarburos, mientras la región necesita políticas más sólidas para potenciar el impacto productivo de los capitales foráneos. La inversión extranjera directa (IED) en Latinoamérica y el Caribe totalizó el año pasado U$D 188.962 millones de dólares durante el 2024, lo que significó un aumento del 7,1% con respecto al año 2023, siendo de lejos Estados Unidos su principal socio, según un informe de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe, el CEPAL. Los países que más recibieron entradas de inversión extranjera directa, el año […]
Este año la producción será menor que en 2024, pero el alza de los precios internacionales permitiría una mayor recaudación por ventas externas. El 2024 fue un muy buen año para las exportaciones mineras. Con ventas externas de USD 4.632 millones, se registró el mejor resultado en 12 años y la tercera mejor marca histórica, quedando sólo detrás de 2011 (USD 4.902 millones) y 2012 (USD 4.981 millones). Sin embargo, todos los récords quedarán atrás en 2025. Según estimaciones del sector, este año la minería argentina logrará exportaciones superiores a USD 5.000 millones por primera vez desde que se tiene […]
La economía atravesó un momento bisagra. Esta semana, Moody’s, una de las tres agencias calificadoras más influyentes del mundo, decidió mejorar la calificación de riesgo de la Argentina y destacó las últimas medidas económicas del Gobierno. En paralelo, los grandes bancos internacionales empezaron a actualizar sus informes sobre empresas locales, recomendando invertir en algunas de las principales empresas que cotizan en bolsa. ¿Qué implica esta mejora? ¿Por qué la banca internacional vuelve a mirar a la Argentina? Y, sobre todo, ¿cuáles son las empresas que hoy concentran las mejores perspectivas según los analistas del mundo financiero? La decisión de Moody’s […]
Neuquén ya explica el 44% del total de las exportaciones de combustible y energía de Argentina. La provincia es la cuarta con más ventas totales al mercado mundial. Un impulso económico y productivo con impronta local camino a las elecciones de octubre. Las elecciones de octubre en Neuquén adquieren una doble connotación. Por un lado, la netamente política y, en paralelo, una económica. Pueden verse como dos caras de una misma moneda. La provincia representa algo así como el 1,5 por ciento del electorado total del país. El impacto económico que tiene la provincia es mucho mayor a esa proporción […]
Expertos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) explicaron aspectos fundamentales para ingresar a una industria que busca despegar definitivamente en Mendoza. La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) ofreció una charla clave para quienes buscan convertirse en proveedores del sector. El objetivo fue claro: detallar los aspectos fundamentales para ingresar y tener éxito en la cadena de valor de la minería. Primer paso: conocer a fondo el sector. Alejandra Cardona, directora ejecutiva de CAEM, subrayó la importancia de una preparación previa. Aconsejó a los interesados “conocer los procesos y formas de trabajo” de la industria, entendiendo en qué […]
Un acuerdo con Corfone para producir pellets de biomasa, aportes al plan de becas Gregorio Álvarez y la participación en obras estratégicas de transporte de hidrocarburos forman parte del nuevo enfoque de la compañía estatal. La empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) confirmó que reinvertirá parte de sus utilidades en distintos proyectos productivos y sociales, como parte de una estrategia provincial para ampliar el impacto de las compañías públicas en el desarrollo económico. La decisión fue anunciada por el presidente de GyP, Guillermo Savasta, tras la firma de un convenio con la firma Corfone —también de capital estatal— […]
En septiembre se cortarán las cintas del nuevo módulo creado en función de la innovación y desarrollo tecnológico, con enfoque en sectores clave como la tecnología, los hidrocarburos y la medicina. El gobernador Rolando Figueroa junto con el intendente de la ciudad de Neuquén, Mariano Gaido, recorrieron los avances de la segunda nave del Polo Científico Tecnológico que será inaugurada el 12 de septiembre, día del 121º aniversario de la capital neuquina. El Módulo II está ubicado en el corazón del Distrito 2 de la meseta en avenida Huilen y Soldi. Allí se construye un distrito donde la ciencia, la […]
El G-6, que reúne a bancos, agro, industria, comercio y construcción, exigió un plan estratégico para invertir en infraestructura. El Grupo de los Seis (G-6), integrado por las principales entidades empresarias del país, elevó el tono en la Exposición Rural y le reclamó al gobierno de Javier Milei una política activa de inversión en obras públicas e infraestructura para que atraer inversiones. Lo hicieron a través del Consejo de Políticas de Infraestructura (CPI), que reúne a los principales dirigentes empresarios del agro, la industria, el comercio, la construcción y las finanzas. Allí coincidieron en que la falta de obras estratégicas […]
Fue un adiestramiento de los buzos y medios del Servicio de Salvamento, en la dársena de la base. El Servicio de Salvamento de la Armada (SISA) llevó adelante un simulacro de contención de un derrame de hidrocarburos en el agua, en la dársena de la base naval Puerto Belgrano. Allí, a bordo de botes neumáticos, los buzos salvamentistas usaron una barrera flotante para contener el combustible y evitar su propagación circunscribiendo el derrame a un área restringida para su posterior remoción. Una vez contenido, se desplegó un equipo denominado “skimmer”, que recupera y recolecta el hidrocarburo de la superficie del […]
El Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Minería, realizó días atrás una inspección al proyecto minero Cerro Vanguardia, ubicado en cercanías de la ciudad de Puerto San Julián, en el centro de la provincia santacruceña. Fue llevado adelante por inspectores de la Secretaría de Estado de Minería y en un lapso tres jornadas de trabajo se inspeccionaron explotaciones a cielo abierto, planta de procesos, pila de lixiviación y mina subterránea del proyecto ubicado en cercanías de la localidad de Puerto San Julián. La actividad estuvo a cargo de Facundo Hernández y Santiago Tarcaya, […]
Future Energy Summit (FES) continuará con su gira 2025 de encuentros de profesionales de las energías renovables con una nueva cumbre clave y el siguiente paso será el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” (inscripciones abiertas).
El mismo se realizará el próximo 6 de agosto, enfocado en uno de los mercados energéticos más grandes a nivel mundial, que mantiene altas expectativas para la inserción de más tecnologías, como por ejemplo eólica offshore, baterías y nuevas subastas de largo plazo.
El encuentro virtual y gratuito contará con la asistencia de players relevantes de Brasil y se dividirá en dos paneles de debate, centrados en posibilidades de negocio, tendencias y más novedades en el camino de la transición energética.
El primer panel, denominado “Transformación tecnológica y nuevas oportunidades del sector renovable”, comenzará a las 10 hs Brasilia (8 hs Bogotá | 15 hs Madrid) y tendrá la participación de especialistas de grandes empresas como Sungrow, JA Solar y 360Energy.
Mientras que el segundo panel de debate tendrá lugar a las 10:50 hs Brasilia (8:50 hs Bogotá | 15:50 hs Madrid) y pondrá la mirada en “Tendencias y proyecciones para la energía solar y el almacenamiento en Brasil”, con el análisis de firmas de renombre como son Risen, DIPREM y Gotion.
El webinar FES Brasil llega en un momento crucial para la industria energética, ya que para dicha fecha se cerrará la consulta pública sobre la metodología para la selección de áreas destinadas a la concesión de proyectos de generación eólica offshore.
Además, el país aguarda por la continuidad de la licitación de nueva energía A-5, que se celebrará el 22/8 del presente año y que ya tiene más de 240 proyectos registrados que suman casi 3000 MW de capacidad; como también de reforma eléctrica que anunció el Poder Ejecutivo pocos meses atrás.
Mientras que por el lado del almacenamiento, se prepara la subasta de reserva de capacidad con baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”, y el respectivo reglamento para sistemas BESS, de manera que el gobierno ya confirmó que dicha normativa se publicará durante el segundo semestre del 2025 e incluirá las reglas para el acceso y uso de la red en forma de contratos y montos, remuneración y posibilidad de ingresos, entre otros puntos.
Por lo que el “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” organizado por FES abarcará un gran abanico de temas en agenda junto a líderes del sector renovable brasileño y será un espacio de jerarquía para evaluar la realidad energética del país, analizar retos y oportunidades y extender anuncios exclusivos.
La apertura del proceso para convocar la subasta de expansión del cargo por confiabilidad para el periodo 2029-2030 genera expectativa entre los actores del sector energético colombiano. Se esperaba para el mes de junio pero aún no hubo novedades.
En particular, desde SER Colombia, su presidenta ejecutiva, Alexandra Hernández, destaca el interés del sector por participar, aunque con una condición clave: revisar el marco normativo vigente que penaliza a la generación renovable variable.
«Esa resolución debería derogarse de inmediato. Para nosotros es insalvable», manifiesta en diálogo con Energía Estratégica en referencia a la Resolución CREG 101-066 de 2024, que crea un segundo precio de escasez que perjudica la competitividad de fuentes como la solar y eólica.
Hernández detalla que el precio diferencial definido para la generación variable, que es de 359 COP/kWh frente a los 945 COP/kWh que se aplicaban anteriormente para todas las plantas, «va a ser muy difícil para los proyectos».
Plantea que los riesgos son elevados y los incentivos muy bajos, lo que «encarece la energía renovable en vez de ayudar a abaratarla». Esta situación, advierte, se convierte en «una señal perversa» que desincentiva los contratos de largo plazo.
La subasta, que según la CREG podría permitir el ingreso de más de 1.000 MW de nueva capacidad firme, es vista como una herramienta clave para el cierre financiero de proyectos renovables.
Por eso, Hernández insiste en que «la norma en su totalidad debería reconsiderarse», al calificar los niveles actuales de precio como «demasiado bajos» para representar una verdadera condición de escasez.
A pesar de las críticas, el gremio valora la apertura a la participación renovable en la subasta.
El sector lo ve muy positivo porque hay una flexibilidad en la norma, ya que no se requerirá certificado de conexión para postular proyectos, lo cual facilita el acceso de nuevas iniciativas.
Hernández remarca que «Colombia necesita triplicar lo logrado hasta ahora para atender la demanda creciente al 2026-2027».
Con más de 2.000 MW ya en operación o pruebas, y otros 490 MW en construcción, el sector renovable representa una parte creciente de la matriz eléctrica, aunque aún insuficiente frente a una demanda que crece al doble de la oferta.
En ese sentido, reclama que «los proyectos siguen tardando entre 4 y 6 años en entrar en operación», con el 70% del tiempo dedicado a trámites.
Llama a que las autoridades cumplan los plazos establecidos, simplifiquen los permisos ambientales y trabajen articuladamente con el sector privado.
Respecto a las subastas de largo plazo, Hernández considera urgente que el gobierno expida el decreto habilitante, actualmente en trámite.
«El primer paso es que debe salir ese decreto», advierte, señalando que ya hubo comentarios técnicos y revisiones por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio. Recién con ese marco se podrá contratar un operador y definir los términos.
Asimismo, el gremio propone que se implementen garantías estatales para facilitar la contratación con comercializadores en situaciones financieras críticas, replicando experiencias anteriores.
«Nadie le vende a una empresa que está en dificultades, es muy difícil cerrar negocios sin respaldo», sostiene la dirigente.
Finalmente, concluye con un llamado estructural: «Hoy hace metástasis en las renovables, pero si mañana reactivas cualquier sector, pasará lo mismo».
El problema en Colombia es que hay una alta demanda de proyectos energéticos, pero persisten fuertes resistencias sociales y administrativas cuando se trata de asignar espacios específicos para su ejecución.
El mensaje de SER apunta a la necesidad de equilibrar la participación ciudadana con la urgencia de avanzar en proyectos que beneficien a millones de colombianos.
México se prepara para anunciar a fin de año su estrategia nacional de hidrógeno verde, una hoja de ruta clave para definir el rumbo de esta industria naciente. El documento está siendo elaborado por la Secretaría de Energía en colaboración con el Banco Interamericano de Desarrollo y dos consultoras: el Grupo Mercados Energéticos y la firma Blue Energy Revolution.
Desde la asociación aseguraron que el sector privado espera que el plan contemple regulaciones específicas para la producción, almacenamiento, transporte, seguridad, mantenimiento y uso del hidrógeno. Hoy, la normativa relacionada está dispersa en leyes de energía, medio ambiente, minería y bioenergía, sin un marco unificado para esta tecnología. Además, el mercado demanda incentivos fiscales concretos, estándares técnicos homologados y políticas públicas que faciliten el acceso al financiamiento.
«Faltan reglas claras, incentivos fiscales y un entorno regulatorio favorable. La industria necesita saber a qué atenerse para planificar y acelerar los proyectos», señaló Hurtado en diálogo con Energía Estratégica.
El costo también es un desafío estructural, el precio por kilogramo oscila entre 5 y 6 dólares, mientras que el del hidrógeno gris es de 2,5 dólares. Esta diferencia se debe principalmente a los altos costos de los electrolizadores, la tecnología aún en proceso de escalamiento y el precio de la electricidad renovable. La expectativa es que esta brecha se reduzca hacia 2030, cuando el hidrógeno verde podría alcanzar un costo de entre 1,5 y 3,5 dólares por kilogramo, impulsado por mejoras tecnológicas y economías de escala.
“Creemos que el hidrógeno verde puede replicar la tendencia a la baja como sucedió con la fotovoltaica y el precio de los paneles. Tiene que haber una curva tecnológica que abarate los costos, una mayor producción y mayor consumo, y eso genera una caída de costos y masificación”, analizó.
A pesar de estos retos, el sector avanza con fuerza. Según el mapeo realizado por al asociación, actualmente existen en México 28 proyectos de hidrógeno limpio, 19 en diferentes etapas de desarrollo y 9 en planeación, que en conjunto representan una inversión superior a los 22.353 millones de dólares.
“Consideramos que en un horizonte de 5 años estos proyectos deberán ya estar con un despliegue total o parcial de hidrógeno”, aseguró el referente de la asociación.
Estas iniciativas prevén la producción de 196.707 toneladas anuales de hidrógeno verde, junto a 970.000 toneladas de amoniaco verde y 2,1 millones de toneladas de metanol verde y azul. Para abastecer estas operaciones se instalarán 4.174 megawatts de capacidad renovable, a través de plantas solares y eólicas en distintas regiones del país.
Los proyectos se ubican en estados estratégicos como Sonora, Sinaloa, Baja California, Nuevo León, Tamaulipas, Oaxaca, Guanajuato, Yucatán, Michoacán, Durango y San Luis Potosí, seleccionados por su potencial energético, su cercanía a centros industriales o puertos y su infraestructura existente. Una parte importante de estos desarrollos tiene como objetivo reemplazar el hidrógeno gris utilizado en procesos industriales, sobre todo en las refinerías del país.
«Estamos ante una oportunidad histórica. México tiene recursos naturales, una ubicación privilegiada y acceso a mercados internacionales. Podemos convertirnos en un hub de hidrógeno para exportación», afirmó Hurtado.
Empresas como Pemex y la Comisión Federal de Electricidad ya participan activamente en esta transición. Pemex planea sustituir el hidrógeno gris utilizado en sus plantas por hidrógeno verde y prevé comercializar el energético en un mercado local que podría alcanzar los 4.000 millones de dólares en la próxima década. La CFE, por su parte, evalúa adaptar sus turbinas de ciclo combinado para operar con mezclas de gas natural e hidrógeno, un esquema conocido como blending, lo que permitiría reducir de manera considerable las emisiones de CO₂ de la generación eléctrica.
La demanda potencial de hidrógeno verde se concentra en sectores industriales clave. Según la «Estrategia Industrial de Hidrógeno Limpio de México 2024», la refinación de petróleo lidera el consumo con 148.350 toneladas anuales estimadas, seguida por la minería con 107.325 toneladas y la integración del hidrógeno en la red de gas natural con 55.877 toneladas. La producción de amoniaco, utilizada en fertilizantes, podría demandar 35.040 toneladas anuales, mientras que el transporte público y de carga pesada suma otras 15.265 toneladas. La industria metalúrgica y la fabricación de metanol completan el cuadro de consumo, con 23.932 y 6.400 toneladas anuales, respectivamente.
«Los sectores estratégicos ya están identificados. El próximo paso es desarrollar la infraestructura y generar las condiciones de mercado para que el hidrógeno sea competitivo», remarcó Hurtado.
Además del impacto industrial, el desarrollo de esta cadena de valor puede tener efectos significativos en la economía mexicana. Según cálculos de la Asociación Mexicana de Hidrógeno,, los proyectos en marcha podrían generar 67.701 empleos hacia 2030, de los cuales 13.581 serán directos y 54.120 indirectos. La actividad del sector aportaría 2,5 billones de dólares al PIB nacional, equivalentes al 0,14% del PIB de 2023, y contribuiría con 1,9 billones de dólares en impuestos al Estado.
La estrategia industrial del sector privado
Mientras el Gobierno trabaja en su hoja de ruta, la Asociación Mexicana de Hidrógeno presentó su propia Estrategia Industrial de Hidrógeno Limpio, elaborada junto a ERM y con el apoyo de la Embajada de Dinamarca. El documento propone un plan de acción integral para desarrollar el mercado mexicano, con recomendaciones sobre infraestructura, cadena de valor, capacitación técnica, incentivos fiscales y políticas ambientales.
En ese marco, la Asociación se reunió a fines del año pasado con autoridades gubernamentales, incluyendo al Subsecretario de Transición Energética, Jorge Islas, para presentar esta estrategia y compartir el mapeo de los proyectos en marcha. El objetivo es colaborar de forma público-privada para que México avance hacia un modelo energético más limpio, competitivo y sostenible.
«México tiene todo para ser un líder regional en hidrógeno verde, pero necesitamos coordinación institucional y una visión estratégica de largo plazo», concluyó Hurtado.
El Ministerio de Energía de Chile presentará en breve un nuevo proyecto de ley para fomentar la demanda de hidrógeno verde (H2V), con el objetivo de acelerar el desarrollo de esta industria en el país y viabilizar decisiones de inversión, tanto de productores como de consumidores industriales.
«Estamos iniciando los trabajos pre legislativos para un nuevo proyecto de ley de fomento a la demanda. Esperamos presentarlo a la brevedad para que se apruebe, ojalá, durante esta legislatura», confirmó el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow.
La propuesta está diseñada como parte del Plan de Acción de Hidrógeno Verde, alineado con los consensos alcanzados en el sector. Mientras que el mecanismo central del proyecto será la creación de una bolsa de créditos tributarios asignados al Impuesto de Primera Categoría (IDPC), dirigida a empresas domiciliadas en Chile que utilicen hidrógeno verde y sus derivados.
El monto total disponible para asignar a estos créditos será de USD 2800 millones, distribuidos a través de un comité interministerial conformado por representantes de los ministerios de Hacienda, Energía y Economía.
Para el año 2025, se espera un primer paquete de incentivos por USD 700 millones, con un techo de costo unitario de USD 5 x kg/H2V. El monto irá disminuyendo progresivamente hasta llegar a USD 300 millones en 2030, junto con un ajuste en el límite de costo del H2V.
Además, se contempla la creación de un fondo transitorio complementario, gestionado por Corfo y/o el Fisco, para financiar medidas adicionales al incentivo tributario, con el objetivo de fomentar el desarrollo de la industria del H2V en el territorio nacional.
Uno de los componentes estratégicos del proyecto será el impacto territorial, con un énfasis especial en la región de Magallanes, que se perfila como un polo clave para la producción de hidrógeno verde.
«Estamos debatiendo y analizando otros aspectos relacionados con incentivos territoriales, en particular en la zona de Magallanes, y que para las industrias que se desarrollen en dichas regiones pueda anticiparse el aporte que realizan al fondo de desarrollo», explicó Pardow.
¿Por qué? El gobierno considera al hidrógeno verde no solo como un vector energético, sino también como un instrumento para reindustrializar ciertas zonas del país y fortalecer las cadenas productivas.
A su vez, el plan apunta a descarbonizar los consumos energéticos de la industria local, facilitando el cumplimiento de los compromisos climáticos de Chile y posicionando al país como un líder regional en la transición energética.
Panorama actual de proyectos en Chile
Actualmente, Chile cuenta con 17 proyectos de hidrógeno verde registrados en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), con una inversión total proyectada de más de USD 27.560 millones. De esos proyectos, nueve corresponden al sector energético.
Sin embargo, hasta la fecha, solo seis han sido aprobados por la entidad. Estos emprendimientos abarcan iniciativas de compañías como INNA Soluciones Renovables, Transmisora Tal Tal, HIF Chile, Engie, ENAEX y GNL Quintero.
Las inversiones aprobadas suman aproximadamente USD 954 millones, e incluyen la instalación de 512 MW de capacidad fotovoltaica, 353,4 MW eólicos y 36 MW de electrolizadores, con una capacidad de producción estimada en 5.030 toneladas de hidrógeno verde por año.
Growatt, proveedor líder a nivel mundial en soluciones avanzadas para energía distribuida, anuncia con orgullo que diversos modelos de sus inversores han obtenido la prestigiosa certificación RETIE 2024, cumpliendo así con los más rigurosos estándares técnicos exigidos por el gobierno colombiano para equipos eléctricos. Este importante logro refleja el liderazgo tecnológico de Growatt y su compromiso por promover el desarrollo seguro y sostenible del mercado solar colombiano.
La certificación RETIE (Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas) es fundamental en Colombia para la instalación y comercialización de equipos eléctricos, garantizando su seguridad, calidad y compatibilidad electromagnética. Con la obtención de RETIE 2024, Growatt asegura a instaladores, distribuidores y usuarios finales la disponibilidad inmediata de productos innovadores, seguros y adaptados completamente a la regulación local. Entre los modelos certificados se destacan inversores híbridos de última generación como las series SPH, SPE y WIT, además de inversores conectados a red altamente eficientes de las series MIN, MID y MAX, utilizados ampliamente en sistemas solares residenciales, comerciales e industriales.
Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, destacó: “La certificación RETIE 2024 subraya nuestra firme apuesta por Colombia, un mercado estratégico clave para Growatt. Estamos comprometidos en ofrecer tecnología de punta y soluciones adaptadas localmente, fortaleciendo nuestra colaboración con socios locales y contribuyendo activamente al desarrollo energético sostenible del país».
Esta certificación representa un paso clave en la estrategia de crecimiento de Growatt en Colombia, reforzando la confianza y facilitando la adopción masiva de la energía solar. Además, subraya la dedicación continua de Growatt por brindar soluciones energéticas avanzadas y perfectamente adaptadas a las necesidades específicas del mercado colombiano.
Growatt continúa apostando decididamente por la localización, fortaleciendo su presencia en Colombia mediante soporte técnico local, capacitación continua a instaladores y distribuidores, y una estrecha cooperación con actores del sector energético nacional. El enfoque localizado permite a Growatt ofrecer no solo productos innovadores, sino también un servicio integral y adaptado a las particularidades del mercado colombiano.
La certificación RETIE 2024 reafirma el compromiso de Growatt con la excelencia tecnológica, la seguridad eléctrica y la sostenibilidad ambiental, posicionando a la compañía como un socio estratégico clave en el avance de la energía solar en Colombia.
Zelestra, compañía global de energía renovable multitecnológica, anunció la operación comercial completa de su planta solar San Martín de 300 MWdc en Perú, la más grande jamás construida en el país.
Entregado en menos de 18 meses, bajo la dirección de la división interna de EPC (ingeniería, compras y construcción) de Zelestra, San Martín generó 900 empleos durante el pico de construcción. La planta solar, compuesta por 450.000 módulos, generará más de 830 GWh de energía limpia al año. Esto equivale a abastecer a más de 440.000 hogares y a evitar la emisión de más de 166.549 toneladas de CO2 al año.
Entregado a tiempo y dentro del presupuesto, el proyecto ahora suministra energía limpia a su cliente, Kallpa Generación, mediante un contrato de compraventa de energía (PPA) a largo plazo. La electricidad limpia producida permite a la empresa seguir diversificando las fuentes de energía para sus clientes en Perú.
Leo Moreno, CEO de Zelestra, afirmó: «La exitosa entrega de San Martín refuerza nuestro compromiso con un enfoque centrado en el cliente. Al aprovechar nuestra experiencia global en ingeniería, adquisiciones y construcción, podemos co-construir con éxito soluciones a medida que concretan proyectos a tiempo y dentro del presupuesto. Nos enorgullece ver el proyecto solar más ambicioso del Perú ya en pleno funcionamiento, y esperamos una colaboración a largo plazo con Kallpa para suministrar energía limpia y confiable durante los próximos años».
Zelestra cuenta con más de 7 GW de BESS y proyectos solares en cartera en Perú, Chile y Colombia. Y más de 1,7 GW ya tienen contratos con clientes en la región, lo que impulsó su reciente nombramiento entre los 10 principales proveedores de energía limpia a clientes corporativos a nivel mundial.
América Latina y el Caribe experimentan un proceso de incorporación cada vez más acelerado de nueva capacidad de generación eléctrica basada en energías renovables no convencionales, principalmente eólica y solar, que permiten aprovechar el enorme potencial energético que tiene la región, pero que enfrentan al mismo tiempo, desafíos relacionados con su variabilidad (producen energía eléctrica cuando existe viento o radiación solar). En este contexto, el almacenamiento de energía emerge como una alternativa que permite guardar energía cuando ésta no es necesaria, para utilizarla en los momentos en que la demanda lo requiere, asegurando de esta manera un suministro continuo, eficiente y sostenible.
Frente a este escenario, desde la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE): “Almacenamiento de Energía en América Latina y el Caribe” presentaron un análisis detallado sobre las principales tecnologías de almacenamiento destacando sus principios, aplicaciones, ventajas, costos y nivel de madurez.
Tecnologías
Los BESS (sistema de almacenamiento de energía en baterías) son los más difundidos en la región debido a su modularidad, alto nivel de desarrollo tecnológico y progresiva reducción de precios. Le sigue el almacenamiento por bombeo hidráulico que, aunque es más eficiente, requiere de condiciones geográficas particulares y altos costos de inversión, por lo que su desarrollo en la región es aún incipiente. Tecnologías emergentes como el almacenamiento térmico, por volantes de inercia o gravitacional, muestran un alto potencial, pero aún requieren de mayor desarrollo. Capítulo aparte merecen el hidrógeno y el amoníaco de bajas emisiones, cuyo potencial en la región genera muchas expectativas.
El documento subraya que, al margen de países como Chile, Brasil y México, en particular el primero, que por sus particulares condiciones experimenta un proceso muy acelerado de incorporación de almacenamiento, en términos generales existen limitaciones en la región.
El informe también examina los principales desafíos que enfrenta el almacenamiento de energía, especialmente en los ámbitos normativo y regulatorio, y propone estrategias para fomentar su desarrollo. Entre ellas destacan: desarrollar políticas específicas, incentivar la inversión, fortalecer la investigación y las cadenas de valor locales, promover alianzas público-privadas y fomentar el almacenamiento distribuido y las microrredes, especialmente en zonas rurales e insulares.
Almacenamiento
En consideración a las condiciones muy diversas de los sistemas eléctricos de los países de la región, se subraya la importancia de realizar estudios que permitan identificar con precisión, bajo un enfoque técnico y económico, las necesidades individuales de capacidad de almacenamiento de los países.
El almacenamiento de energía más allá de constituir un soporte técnico para las renovables debe ser considerado como una herramienta estratégica que contribuye a la transición energética, a la seguridad en el abastecimiento y al mejor aprovechamiento de los recursos energéticos de la región.
Cammesa, la empresa que administra se encarga del despacho de energía, comprará este lunes volúmenes adicionales de gas natural a los que ya tiene contratados bajo el paraguas del Plan Gas para reforzar la oferta del hidrocarburo disponible para las centrales termoeléctricas. Lo hará a través de MEGSA, la compañía que opera el Mercado Electrónico del Gas en la Bolsa de Comercio, que realizará una subasta especial a tal fin.
La novedad es que por primera vez la Secretaría de Energía autorizó a Cammesa a pagar un precio más alto que el que figura en los contratos del Plan Gas para incentivar a las petroleras a vender gas en el mercado spot. En concreto, Cammesa ofertará pagar entre 7 y 7,50 dólares por millón de BTU por volúmenes adicionales de gas natural para el parque de generación.
La decisión marca un cambio en el criterio utilizado por el Estado en los últimos años. Hasta ahora la práctica habitual era que, cuando necesita robustecer la oferta de gas para las usinas térmicas, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) realizaba un subasta semanal bajo la órbita de MEGSA —como la que se llevará adelante hoy— en la que ofrecía abonar el mismo precio que el que figura en los contratos del Plan Gas para los meses de frío. Esa cifra ronda los 4,45 US$/MMBTU. Lo hacía, claro está, con la intención de que algún productor —YPF, TotalEnergies, Tecpetrol, PAE, Pluspetrol, Harbour Energy, CGC y Pampa, entre otros— estén en condiciones de ofrecer un poco más de gas del que ya tienen comprometido.
Frente a ese escenario, la Secretaría de Energía, que conduce María Tettamanti, instruyó a Cammesa a que pague un precio hasta un 65% más alto que venía ofreciendo para intentar que los productores y comercializadores inyecten más gas durante los días de bajas temperaturas como los que se pronostican para las próximas dos semanas.
Sincerar costos
Es una manera, según explicaron a EconoJournal fuentes cercanas del gobierno la semana pasada, de empezar a sincerar los costos reales del sector energético reconociendo una referencia que se acerque al costo marginal que paga el sistema eléctrico, que en este caso está dado por el valor de los combustibles líquidos —gasoil y fuel oil— que debe consumir Cammesa cuando se queda sin gas porque la oferta del fluido se redirecciona hacia la demanda prioritaria (residencial).
La secretaria de Energía, María Tettamanti.
Los 7,50 dólares que ofrecerá hoy pagar Cammesa por el gas incremental desde Vaca Muerta (cuenca Neuquina) no llega a cubrir el costo de esos derivados del petróleo, mucho más caros, pero se ubica a medio camino del costo del Gas Natural Licuado (GNL) que se importa para la terminal regasificadora de Escobar, que este año se ubicó en torno a los 13/14 dólares.
Figueroa presentó la lista de la Neuquinidad que estará encabezada por dos integrantes de su núcleo de confianza y dos «outsiders» de la política.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, presentó oficialmente el lunes pasado La Neuquinidad, la lista electoral de cara a las elecciones legislativas del 26 de octubre con la que buscará sumar presencia en el Congreso y fortalecer su rol como gobernador de Vaca Muerta. Llegará sin competencia interna luego de que el Movimiento Popular Neuquino (MPN) decidiera no presentar candidatos propios.
En una alianza con sectores políticos de diversos colores y, que replica el modelo que le permitió a Figueroa hacerse con la gobernación de la provincia, esta vez priorizó en su listado para la Cámara Alta a dos colaboradores que forman parte de su círculo de hierro: Julieta Corroza, actual ministra de Desarrollo Humano, Gobiernos Locales y Mujeres, junto con Juan Luis “Pepe” Ousset, actual Jefe de Gabinete de Ministros. Sin embargo, en el acto que estuvo colmado de gente, sorprendió al dar a conocer que sus candidatos a diputados los encabezará la conductora televisiva Karina Maureira y el historiador e investigador de CONICET, Joaquín Perrén.
Karina Maureira y Joaquín Perrén.
Neuquen renovará en el Senado las bancas de Oscar Parrilli y Silvia Sapag (Unión por la Patria) y la de Lucila Crexell (MPN). Mientras que en Diputados serán las de Osvaldo Llancafilo (MPN), Pablo Cervi (PRO) y Tanya Bertoldi (UP).
La Libertad Avanza, el rival
Para llegar al poder en 2023 y derrotar al MPN, histórico partido local, Figueroa había tejido una alianza que incluyó a los partidos Arriba Neuquén, Avanzar Neuquén, Nuevo Compromiso Neuquino, Frente Grande, Partido Socialista, Propuesta Republicana (PRO), Unión Popular Federal, Frente Renovador, Neuquén Futura, sectores del PJ y de la UCR. En ese momento, el espacio llamado Comunidad también estaba integrado por referentes de La Libertad Avanza, hoy el único rival al que deberá enfrentar La Neuquinidad.
El último informe de la consultora Epyca revela que esta elección estará “hiperpolarizada” entre el espacio que lidera el gobernador neuquino y La Libertad Avanza, “el único espacio político que va a disputarle los votos a La Neuquinidad”. Aunque, el partido que tiene a Javier Milei como principal referente aún no dio a conocer sus candidaturas, en los hechos en Neuquén su principal figura es la actual diputada Nadia Márquez.
Nadia Márquez, una de las referentes de Milei en Neuquén.
Apoyado en las principales reformas que Milei encabezó a nivel nacional, La Libertad Avanza intentará fortalecer su presencia en Neuquén y, a su vez, sumarle al partido nacional las bancas que necesita para evitar seguir dependiendo de los acuerdos con las otras fuerzas.
En Neuquén el camino de Figueroa apunta en cambio, a hacer fuerte su rol en el interior de la provincia y también consolidarlo en el escenario político nacional dándole “mayor peso específico como gobernador de Vaca Muerta. Votos propios en el Senado empezarían a darle volumen políticoal tan ansiado bloque patagónico, encabezado por Neuquén y Río Negro”, sostiene Epyca.
Con esta alianza de poder, en la que el MPN le deja a Figueroa el camino libre para imponer su narrativa apoyada en la defensa de los intereses de los neuquinos, La Neuquinidad representa un momento clave para que el actual gobernador pueda armar su proyecto político en el Congreso.
“Es también un nuevo desafío, ya que serían los primeros integrantes del Congreso definidos por y que responden directamente al propio gobernador. Hasta el momento, todos eran heredados y la votación de cada cual en el recinto quedaba a merced de decisiones orgánicamente partidarias nacionales, salvo la excepción de Osvaldo Llancafilo quien a pesar de haber llegado a su banca gracias al MPN, votaba de manera aleatoria en función a su cercanía con Figueroa y su simpatía por Javier Milei”, remarcaron desde la consultora Epyca.
El gobierno implementó una medida para agilizar el funcionamiento del sector de energías renovables en el país bajo el programa RenovAr, los proyectos eólicos y solares bajo la resolución 202 y la generación distribuida. Lo hizo a través de la resolución 306 publicada este viernes en el Boletín Oficial, que traspasa funciones que venía tomando la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, a la Subsecretaría de Energía Eléctrica dirigida por Damián Sanfilippo.
Una fuente de la cartera energética explico a EconoJournal que la medida “es para agilizar trámites y funciones en materia de energías renovables y generación distribuida”. A partir de esta resolución “sólose firmarían disposiciones de la Subsecretaría de Energía Eléctrica en lugar de resoluciones de la Secretaría de Energía para autorizar distintos tipos de diligencias y funciones”.
El Programa RenovAr se lanzó en 2016 para fomentar el sector de energías renovables en el país. La resolución 202 fue una medida previa, que impulsó algunos proyectos de fuente eólica y solar. La generación distribuida de fuente renovable es de baja escala y prevé el rol de usuario-generador.
En particular, la resolución delega en la subsecretaría el otorgamiento de “los certificados de inclusión en el Régimen de Fomento de las Energías Renovables a los beneficiarios adjudicados en el marco del Programa RenovAr, a los comprendidos en la Resolución N° 202”. Este régimen está respaldado por el FODER (Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables), un fideicomiso apoyado por el Banco de Inversión y Comercio Exterior para facilitar el financiamiento de proyectos de energía renovable.
Articulado
Además, la resolución de la cartera energética le otorga la función a la Subsecretaría de Energía Eléctrica de “resolver sobre la ampliación de plazos contractuales, la aplicación de multas y el inicio de procedimientos de rescisión contractual” del RenovAr y la resolución 202.
También, “establecer la documentación a presentar para la inscripción en el Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (RENPER)”y dictar las normas aclaratorias y complementarias.
Otro aspecto que resalta la medida es el punto e), que permite: “Establecer el valor de referencia de las inversiones por tecnología, en dólares estadounidenses por megavatio, que se aplicará para determinar el cumplimiento del principio efectivo de ejecución en los términos del Artículo 9° de la Ley N° 26.190 (beneficios sobre el IVA y el Impuesto a las Ganancias, entre otros tributos) y el monto máximo de beneficios fiscales a otorgar por megavatio para cada tecnología”.
Los puntos f) y g) habilitan a la subsecretaría dirigida por Sanfilippo a aplicar penalidades que correspondan por la normativa y a autorizar cambios de socios estratégicos en las sociedades de proyectos adjudicados en todas las rondas del programa RenovAr.
Se suma también la función de “autorizar cambios de tecnología en los proyectos asociados a los contratos celebrados en el Programa RenovAr y de la Resolución 202” e “instruir a la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (Cammesa) a realizar las adecuaciones contractuales necesarias”. También la aprobación de las solicitudes de cambio de locación de los proyectos renovables.
La petrolera YPF anunció un aumento de los precios de sus combustibles del 2,5 % promedio en todo el país a partir de las 00:00 horas del domingo 20, y explicó la decisión como el resultado del “seguimiento permanente que la compañía realiza sobre las principales variables que impactan en los costos de producción, en especial la variación del precio crudo” en el mercado internacional.
Se trata del segundo ajuste a la suba en el mes, ya que había aplicado una suba de 3,5 % promedio a principios de julio.
Hasta hace pocas semanas la compañía realizaba tal seguimiento pero la variación de los precios se aplicaba mensualmente, considerando además la incidencia de la relación Peso-Dólar, y los precios de los biocombustibles que las refinadoras deben adquirir para su mezcla obligatoria con las naftas y gasoils que comercializan. También inciden en los precios la actualización de los impuestos específicos (ICL y CO2) que dispone el gobierno.
Ahora resulta que la actualización de precios puede darse en cualquier momento por la aplicación de tecnología que YPF incorporó “en línea con su nueva política de precios dinámicos”.
Por ello, se explicó además que “YPF continuará monitoreando las ventas en sus estaciones, lo que permitirá realizar microajustes adicionales para adecuar los precios a la oferta y la demanda, las franjas horarias y las regiones del país”. Por caso, aplica rebajas en sus precios si la carga de combustible se realiza en la madrugada, y si se realiza con autodespacho.
“Esta nueva dinámica es posible gracias a la reciente inauguración del Centro de Monitoreo en Tiempo Real (RTIC) de la cadena de comercialización, que le permite a la compañía optimizar sus decisiones comerciales”, remarcó YPF, principal operadora del mercado local.
En medio de un proceso de ajuste y recomposición de precios relativos, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) presentó su reporte Nº27 correspondiente a junio de 2025. El documento no solo refleja la dinámica de las tarifas de electricidad y gas natural, sino también la reconfiguración del esquema de subsidios, con un fuerte impacto en el bolsillo de los hogares y en las cuentas públicas.
La canasta de servicios públicos: un costo creciente
En el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), la canasta de servicios públicos –compuesta por electricidad, gas natural, agua potable y transporte– alcanzó en junio de 2025 un costo mensual de $183.496 por hogar, sin considerar subsidios. El aumento fue del 10,2% respecto de mayo, impulsado tanto por la actualización de cuadros tarifarios como por la estacionalidad del consumo energético invernal. En comparación interanual, el alza es del 38%, una cifra que se mantiene alineada con la inflación general (IPC).
Los incrementos no fueron homogéneos:
Energía eléctrica: la factura media de un hogar N1 (sin subsidios) fue de $42.511 mensuales, con un aumento del 3,3% en el cargo fijo y del 2,8% en el variable respecto a mayo.
Gas natural: el costo mensual ascendió a $44.897, tras incrementos del 3,5% en el cargo fijo y del 2,5% en el cargo variable.
Agua potable: la factura promedio sin subsidios alcanzó los $29.570 mensuales.
Transporte: el gasto promedio en colectivos, trenes y subtes fue de $66.519, con una suba ponderada del 5,8%.
¿Cuánto paga el usuario y cuánto el Estado?
En el caso de la electricidad, los hogares del AMBA pagan en promedio el 47% del costo real del servicio, mientras que el Estado nacional subsidia el 53% restante. Para el gas natural, el esquema es similar: los usuarios cubren el 43% y el Estado absorbe el 57% del costo de abastecimiento.
La segmentación implementada por el gobierno establece tres niveles de usuarios según ingreso:
Nivel 1 (Altos ingresos): pagan el 72% del costo del gas y el 47% de la electricidad.
Nivel 2 (Bajos ingresos): abonan el 19% del gas y el 23% de la electricidad.
Nivel 3 (Ingresos medios): cubren el 24% del gas y el 35% de la electricidad.
En ambos servicios, se aplican bonificaciones al precio mayorista que siguen un esquema decreciente durante 2025, de acuerdo con la Resolución 36/2025 de la Secretaría de Energía.
Un mosaico de tarifas en todo el país
Las diferencias regionales son significativas. A nivel nacional, la factura eléctrica promedio en junio fue de:
N1 (Altos ingresos): $62.318
N2 (Bajos ingresos): $36.866
N3 (Ingresos medios): $43.491
La composición de la factura muestra diferencias relevantes:
N1: Energía 39%, VAD (Valor Agregado de Distribución) 37%, Impuestos 25%
N2: Energía 20%, VAD 54%, Impuestos 26%
N3: Energía 25%, VAD 37%, Impuestos 38%
En el caso del gas natural, los hogares de altos ingresos pagaron en promedio $61.220 mensuales, los de bajos ingresos $46.674 y los de ingresos medios $51.752. El costo del gas representa entre el 46% y el 51% de la factura, según el segmento.
Los subsidios: ajuste y poda del gasto
El gasto en subsidios económicos al 18 de junio de 2025 muestra un cambio de época. Se ejecutó apenas el 32% del crédito presupuestario vigente para los principales rubros (agua, energía y transporte), marcando un ajuste sin precedentes.
Rubro
Ejecutado 2025 (M$)
Ejecutado 2024 (M$)
Variación Nominal
Variación Real
Agua
0
16.791
-100%
-100%
Energía
1.291.913
2.959.703
-56%
-70%
CAMMESA
978.196
1.758.176
-44%
-62%
ENARSA
278.143
1.190.094
-77%
-84%
Plan Gas.Ar
35.574
11.433
+211%
+90%
Transporte
791.951
803.661
-1%
-36%
Total
2.083.864
3.780.155
-45%
-63%
La mayor parte del ajuste se concentra en energía y agua. Los subsidios al sector eléctrico cayeron un 70% real, principalmente por la reducción de transferencias a CAMMESA y ENARSA. En contraste, el Plan Gas.Ar registró un incremento del 90% real, reflejo de la política de sustitución de importaciones de gas y el incentivo a la producción local.
En agua potable, el recorte fue total: no se devengaron transferencias a AYSA durante el primer semestre de 2025.
Deuda flotante y equilibrio fiscal
El ajuste en subsidios también impactó en la deuda flotante. ENARSA explicó el 56% de la deuda acumulada en 2024, derivada principalmente de compras de GNL para el abastecimiento invernal. Pese a esta situación, los subsidios energéticos y al transporte representaron apenas el 4,8% del gasto primario hasta mayo de 2025, muy por debajo del 12% del año anterior. La reducción de los subsidios fue superior al aumento del superávit fiscal primario, consolidando una estrategia de ajuste que prioriza el equilibrio de las cuentas públicas.
El impacto sobre los hogares
La relación entre tarifas y salarios muestra tensiones, pero también una tendencia a la convergencia. Según el informe, en junio de 2025:
Usuarios N1 (Altos ingresos): destinan el 4,7% del salario promedio al pago de luz y gas.
Usuarios N2 (Bajos ingresos): destinan el 2,9%
Usuarios N3 (Ingresos medios): destinan el 3,4%
Si se toma como referencia el ingreso mínimo de cada segmento, la carga aumenta. Los hogares de menores ingresos (N2) destinan el 6,8% de su ingreso mínimo estimado a pagar servicios energéticos.
Un reordenamiento en marcha
Argentina atraviesa una transformación profunda en materia de política tarifaria. La recomposición de los precios de la energía, el transporte y el agua, combinada con la poda de subsidios, marca un cambio de rumbo respecto a años anteriores. Sin embargo, el camino está lejos de ser uniforme: persisten diferencias entre regiones, entre segmentos de ingresos y entre sectores.
El desafío no es menor: equilibrar el ajuste fiscal con la sostenibilidad social y la competitividad económica. Mientras tanto, los hogares enfrentan un contexto de transición, con facturas que aún no reflejan el costo real de la energía como las tensiones propias de una economía que no termina de estabilizarse.
Chevron cerró la compra de Hess Corporation por US$ 53.000 millones después de ganar un litigio a Exxon Mobil, para obtener acceso al mayor descubrimiento de petróleo en Guyana con más de 11 mil millones de barriles de petróleo, uno de los yacimientos más grandes del mundo.
Con esta compra se materializa fusión entre Chevron y Hess. Según los términos del acuerdo de fusión, los accionistas de Hess recibirán 1,0250 acciones de Chevron por cada acción de Hess, por lo que Chevron tiene la intención de emitir aproximadamente 301 millones de acciones ordinarias de su tesorería a los accionistas de Hess en relación con la transacción, mientras que los 15,38 millones de acciones ordinarias de Hess adquiridas en operaciones de mercado abierto que Chevron poseía fueron canceladas sin contraprestación.
La Ciudad de Buenos Aires prohíbe la incorporación de buses diésel cero kilómetro en su flota urbana. Las alternativas serán electricidad o gas natural comprimido.
La Secretaría de Transporte de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires oficializó una medida que venía anticipándose en el entorno del transporte urbano: a partir del 1° de enero de 2027, todos los colectivos cero kilómetro que se sumen al servicio de pasajeros deberán estar equipados con motorización eléctrica o a gas natural comprimido (GNC). La decisión quedó plasmada en la Resolución 111/SECT/25, publicada en el Boletín Oficial porteño el 15 de julio.
El recambio no afectará a las unidades diésel actualmente en circulación, que podrán seguir operando hasta alcanzar la antigüedad máxima permitida por la normativa vigente (10 años). Pero a partir de 2027, no se podrán registrar nuevos vehículos a diésel en el sistema porteño.
Gas natural comprimido: la opción prioritaria para la transición
Aunque la resolución equipara formalmente las tecnologías eléctrica y a GNC, en los hechos el documento destaca al gas natural como una tecnología de transición viable y disponible a corto plazo. La mención no es menor: la infraestructura necesaria para operar colectivos eléctricos todavía está en etapa de planificación, mientras que el GNC ya cuenta con una base instalada y un desarrollo técnico consolidado en el país.
Los colectivos a GNC ofrecen ventajas concretas frente al diésel, como una reducción significativa de emisiones de óxidos de nitrógeno y material particulado, así como niveles de ruido más bajos. Se trata de una tecnología madura, con buses de última generación que ya operan en otras ciudades del país.
En cuanto a la operatividad, los vehículos que usen GNC deberán contar con estaciones de carga cautivas, es decir, puntos de carga propios en las cabeceras. Esto implica una inversión en infraestructura que quedará a cargo de las empresas prestatarias, según lo previsto por la resolución.
Alternativa electrica, ventajas, pero con limitaciones
Los buses eléctricos son presentados como una solución más ambiciosa en términos ambientales, ya que no emiten gases contaminantes durante su funcionamiento y reducen casi por completo el nivel de ruido. Sin embargo, su implementación a gran escala enfrenta varios desafíos: requieren la instalación de “electrolineras” con capacidad de carga rápida y alta potencia eléctrica, lo que a su vez demanda una planificación de mediano y largo plazo en materia de energía e infraestructura urbana. Además, el rendimiento ambiental de estos vehículos está atado al origen de la electricidad. Si la matriz energética no es limpia, la reducción de emisiones puede verse relativizada.
Por tanto, el GNC aparece como una solución intermedia más inmediata, especialmente en líneas de media distancia o flotas que no operan en zonas de restricción ambiental severa.
Cambios regulatorios y control local: el nuevo marco institucional
La medida se inscribe en una reestructuración más amplia del sistema de transporte porteño. En septiembre de 2024, la Ciudad firmó un acuerdo con el Estado Nacional que formalizó la transferencia de competencias sobre todas las líneas de colectivos que operan exclusivamente dentro del distrito. A partir de entonces, la Ciudad asumió la responsabilidad plena sobre tarifas, subsidios, recorridos, condiciones técnicas de las unidades y requisitos ambientales.
Si bien este traspaso abrió margen para decisiones más localizadas, también obliga a la administración porteña a definir mecanismos de financiamiento, estándares tecnológicos y plazos de adaptación para un recambio progresivo de flota.
En ese marco, la resolución 111/SECT/25 viene acompañada por un conjunto de normativas previas que fijan metodologías de cálculo de costos operativos y tarifarios, con incentivos explícitos a tecnologías limpias. El esquema reconoce el mayor costo inicial de buses eléctricos o a GNC, y propone herramientas de compensación para amortiguarlo.
Antecedentes: pruebas piloto y primeras experiencias con buses limpios
La decisión no parte de cero. Desde 2017, la Ciudad viene realizando pruebas piloto con distintas tecnologías de motorización limpia. Ese año se lanzó un programa para evaluar buses de bajas emisiones. En 2022, durante la Cumbre Mundial de Alcaldes del C40, se utilizaron colectivos eléctricos como parte del operativo oficial.
Más recientemente, en 2024, se puso en marcha el plan MiniMUBE: una línea de minibuses 100 % eléctricos que conecta Puerto Madero con Retiro. En su primer mes de operación transportó más de 65.000 pasajeros y obtuvo niveles de satisfacción superiores al 90 %, según datos del gobierno. El proyecto, aunque limitado en escala, sirvió para testear cuestiones logísticas, operativas y de aceptación del público.
Estas experiencias son citadas en la resolución como parte de la justificación técnica y operativa del nuevo esquema. Aunque la implementación generalizada de estas tecnologías requerirá inversiones importantes, tanto por parte del Estado como del sector privado.
Qué se espera a futuro
La resolución no plantea un cambio inmediato en toda la flota, pero sí traza un rumbo: de ahora en adelante, cada unidad nueva que se sume al sistema deberá responder a estándares más estrictos en materia ambiental.
El objetivo final, tal como lo fija el Plan de Acción Climática 2050, es llegar a ese año con una flota de transporte público compuesta en su totalidad por vehículos de cero emisiones. En ese camino, el GNC jugará un rol clave como puente tecnológico hacia soluciones más definitivas como la electrificación.
Enarsa tiene programado para este viernes a las 16 horas la firma de un memorando de entendimiento con la UTE que integran la china Gezhouba, Eling (ex Electroingeniería) e Hidrocuyo para intentar reactivar la construcción de una de las represas de Santa Cruz cerca del verano. Tal como anticipó EconoJournal, la intención es comenzar por la central Jorge Cepernic (ex La Barrancosa), la obra más chica del complejo y la que tiene el mayor grado de avance
Las diferencias entre las partes todavía no están resueltas, pero lo que se busca establecer en el documento son una serie de compromisos y tiempos para terminar de resolver esos puntos de conflicto con la obra ya en marcha. Fuentes oficiales y privadas confirmaron que en principio la firma está programada para este viernes, pero aclararon que la negociación sigue abierta.
Reclamos cruzados
La construcción de las represas se detuvo en noviembre de 2023 porque el gobierno de Alberto Fernández dejó de pagar los certificados de obra y porque el Estado acumula una deuda con el consorcio. La UTE reclama unos US$ 400 millones, pero el gobierno de Javier Milei considera que esa cifra está inflada.
Con respecto al pago de los certificados de avance de obra, la posición oficial es que no se pagan porque dejaron de llegar fondos del crédito chino. En el informe presentado el mes pasado en el Senado, el jefe de Gabinete Guillermo Francos sostuvo que “las solicitudes de desembolso deben ser efectuadas por el contratista, y no ha presentado solicitudes de nuevos desembolsos desde el 16 de diciembre del 2022”.
Las empresas, en cambio, afirman que los fondos deben ser pedidos por el gobierno nacional ya que el convenio es entre Estados. Desde el gobierno responder que no tienen problema en viabilizar esa solicitud, pero remarcan que el año pasado los privados no quisieron firmar ese pedido y ahí es cuando aparece en escena la deuda.
Los privados dicen que para poder hacer el pedido de los fondos tiene que estar normalizado el contrato, lo que incluye un acuerdo sobre cómo el Estado va a saldar la deuda de US$ 400 millones. Eso es lo que debería incluir la adenda XII del contrato, pero esa adenda no se firma porque no hay acuerdo sobre el monto de la deuda.
EconoJournal consultó a voceros de Enarsa para tener más precisiones sobre la negociación porque la empresa estatal conducida por Tristán Socas cumple un rol central de comitente, supervisor técnico y coordinador institucional en la construcción del complejo hidroeléctrico. Sin embargo, no obtuvo respuesta.
De los US$ 4750 millones previstos en el convenio de financiamiento firmado en 2014 con un consorcio de bancos chinos hasta el momento se desembolsaron US$ 1850 millones, casi el 40%, pero el grado de avance en la construcción de la represa Néstor Kirchner, la más grande, es de solo 19%, mientras que en el caso de Jorge Cepernic llega al 46%.
El desafío es claro: alcanzar la carbono neutralidad. Es una meta global que exige la acción coordinada de gobiernos, empresas y sociedad. Los gobiernos deben crear marcos regulatorios sólidos, promover la innovación y asegurar una transición justa hacia una economía baja en carbono. Cada país debe trazar su propio camino. Pero la Argentina no puede quedarse atrás: no sumarse a esta transformación implica perder competitividad y oportunidades de inversión. Para la Cámara Empresaria de Ambiente y Sostenibilidad (CEMAS), las empresas son protagonistas de esta transformación. Deben adoptar modelos sostenibles, innovar y colaborar para reducir su impacto ambiental. El desafío se convierte en oportunidad: una más limpia, más competitiva y alineada con el futuro.
Frente a este escenario, desde CEMAS llevarán a cabo la Convención 2025 el 23 de septiembre de 9 a 17 en el Salón Belgrano Consejo Profesional Ciencias Económicas (Viamonte 1549, CABA) para promover un espacio concreto de acción y debate. Esta edición reunirá a líderes de distintos sectores para compartir soluciones reales que están haciendo posible la sostenibilidad. “Queremos visibilizar mecanismos que combinen exigencias e incentivos, acelerando la adopción de tecnologías limpias, estrategias de reducción de emisiones y opciones de compensación cuando mitigar no alcanza”, destacaron desde la organización.
Agenda
Entre los temas que se abordarán en la nueva edición se encuentran:
● Aprendizajes de mercados de carbono y políticas climáticas de países líderes.
● Estrategias empresariales innovadoras y casos pioneros en sostenibilidad.
● Cambios en el marco regulatorio internacional: metas al 2030, impuestos al carbono, y debida diligencia ambiental en el comercio.
El evento
La convención contará con cinco paneles temáticos sectoriales:
● Embajadores – Visión internacional, experiencia y aprendizaje.
● Industria y Agroindustria.
● Minería.
● Energía.
● Gestión, reporting y aseguramiento.
Cada uno estará moderado por especialistas y contará con invitados destacados. Se presentarán proyectos en marcha, planes de inversión y experiencias concretas que demuestran que la sostenibilidad es rentable, urgente y posible.
Quienes deseen participar podrán inscribirse a través de este link.
Panamá confirmó un hito en su hoja de ruta energética: el próximo lunes se presentará oficialmente el primer cronograma anual de licitaciones eléctricas, marcando el inicio de una etapa estructurada y estratégica en la planificación del sector. El presidente José Raúl Mulino explicó que este nuevo sistema serviría tanto para atraer inversiones como para proteger a los usuarios del servicio eléctrico. Mientras que el formato incluirá precios topes más favorables que los actuales, dotando al sistema de una mayor competitividad y eficiencia.
«Vamos hacia un sistema más competitivo que impulse inversiones y que cuide el bolsillo de las familias», enfatizó el mandatario en conferencia de prensa.
«Con estas licitaciones impulsamos inversiones de más de 1.000 millones de balboas en los próximos cuatro años», aseguró, aclarando que los recursos se destinarán tanto a nuevas plantas de generación como a la modernización de infraestructuras existentes, reforzando la cobertura y confiabilidad del servicio.
Un año clave para las licitaciones renovables en Panamá
El anuncio de Mulino se enmarca en un contexto de fuerte dinamismo en el sector energético panameño. Este año, el país avanzó con nuevas rondas de subastas, promoviendo la entrada de Core Alliance, que ingresó al mercado con asesoría especializada para participar en procesos competitivos. La convocatoria priorizó proyectos hidroeléctricos y eólicos, en sintonía con las reformas propuestas a la Ley 6, consolidando un entorno más atractivo para los inversores.
Meses antes, Panamá ya había abierto el juego a más licitaciones renovables, estableciendo un calendario ordenado con subastas de corto y largo plazo enfocadas en tecnologías limpias. El esquema incluyó un precio máximo de 97,50 USD/MWh y contratos de hasta 180 meses, orientados a garantizar mejores tarifas en el mediano plazo y consolidar una matriz diversificada.
Con esta política, el país buscó asegurar procesos competitivos, transparentes y con impacto directo en la economía doméstica. La convocatoria de este lunes continuará esa línea, con un primer llamado dirigido a proyectos de generación hídrica y eólica.
El evento se realizará en las oficinas de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), donde además se llevará a cabo la reunión de homologación. Durante ese acto se presentará el calendario completo de subastas previsto para el año, brindando previsibilidad al mercado.
«Se establecieron precios topes que fueron más favorables a los usuarios que los actuales», afirmó el mandatario al explicar los alcances de la política.
Según indicó Mulino, el esquema permitirá avanzar hacia un sistema eléctrico más sólido y confiable, alineado con estándares internacionales, lo que representará «tranquilidad por contar con electricidad a tiempo completo».
«La economía y su resurgimiento están atados íntimamente al desarrollo del empleo bien remunerado en muchas áreas», añadió.
Con este plan, el Gobierno busca consolidar a Panamá como un hub regional de inversión energética, priorizando energías limpias, asegurando un suministro seguro y estable, y garantizando tarifas más justas para los consumidores.
El mundo atravesó en los últimos años una sucesión de eventos extraordinarios que han alterado profundamente las dinámicas del comercio internacional y el abastecimiento energético. Primero fue la pandemia, que paralizó la economía global y mostró la vulnerabilidad de las cadenas de suministro. Luego vino la invasión de Rusia a Ucrania, que no solo conmocionó al sistema internacional, sino que reconfiguró dramáticamente el mapa energético global. Más recientemente, el recrudecimiento del conflicto en Medio Oriente añadió una nueva capa de incertidumbre. En este contexto, los países buscan diversificar sus fuentes de energía, reducir su dependencia de zonas en conflicto y […]
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A pesar de los contratiempos, de las competencias irracionales y de las oportunidades perdidas, que solo nos alejan, Argentina y Brasil comparten un destino común en la integración energética. Ambos países están poco a poco asumiendo posiciones de gran relevancia en el escenario energético regional. Argentina inició su trayectoria petrolera en 1907, en el verano patagónico de Comodoro Rivadavia. Algunos años más tarde, en 1918, en el entonces desolado desierto de Neuquén, se realizó el descubrimiento del Pozo 1 – Plaza Huincul. Desde entonces, se han enfrentado muchos desafíos, pero hoy el país se encuentra en un perfil creciente de […]
El gobernador Rolando Figueroa se reunió el jueves con representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para exigirles mayores inversiones en infraestructura. Fuentes que participaron del encuentro de la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta explicaron que en un momento del encuentro el mandatario planteó en tono de reclamo la necesidad de que las operadoras tomen dimensión de lo importante que es apuntalar el desarrollo de infraestructura de Vaca Muerta y de cumplir con los compromisos de inversión asumidos, al advertir que hay algunos retrasos en ese sentido.
Figueroa destacó ante los representantes de las compañías petroleras su percepción de que en la ciudadanía neuquina es muy clara la demanda social por la mejora de la infraestructura que tiene que acompañar el desarrollo de la industriahidrocarburífera y se perciba su contribución en el desarrollo económico y social del resto de los sectores de la provincia.
Los funcionarios provinciales que participaron junto a Figueroa destacaron las inversiones realizadas por el gobierno neuquino para mejorar la red vial en la zona de Vaca Muerta, y la formulación de proyectos que son necesarios para acompañar el desarrollo de la actividad productiva, económica y social.
Hay por parte de la administración provincial un sostenido planteo a la industria del rol que tiene la provincia como núcleo del desarrollo energético para el país y que esto obliga a multiplicar las inversiones, preservar el empleo calificado y asegurar condiciones competitivas para el desarrollo de Vaca Muerta.
Inversiones y paz social
En la reunión, además de las empresas nucleadas en la CEPH, participaron la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene) y -por invitación del gobernador- el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa.
El encuentro, que se realizó en la Casa del Neuquén, en la Ciudad de Buenos Aires, permitió sentar las bases de un acuerdo para fortalecer el desarrollo productivo, ambiental y social de la cuenca neuquina. Figueroa les recordó a las empresas que deben priorizar la contratación de mano de obra y de proveedores neuquinos, de acuerdo a lo que comunicó la Gobernación.
En ese sentido, se destacó que Figueroa ratificó el pedido de continuar con las inversiones en obras, y les pidió que no traigan personal de fuera de la provincia, a la vez que expresó el compromiso del Estado provincial de garantizar la paz social para favorecer la productividad.
“Vaca Muerta necesita diálogo, planificación y responsabilidad compartida. Esta mesa representa el compromiso de todas las partes para trabajar con reglas claras, cuidando el ambiente, a los trabajadores y a las comunidades”, señaló el gobernador. “Si trabajamos en conjunto podemos ganar todos”, agrego al pedir a las empresas volverse más competitivas y fortalecer todos los eslabones que integran la cadena productiva, entre ellas a las pymes neuquinas.
“Estamos logrando infraestructura y estamos supliendo muchas veces hasta falta de inversiones de ustedes para que a la industria le vaya bien”, completó el mandatario provincial quien reiteró su reclamo por asegurar las acciones que sean necesarias para lograr una mayor capacitación para los neuquinos y fortalecer las inversiones provinciales en educación, salud y rutas.
De la reunión participaron el presidente de Fecene, Mauricio Uribe y el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci. Mientras que la comitiva neuquina también la integraron los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis «Pepé» Ousset; de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele; de Planificación, Innovación y Modernización, Rubén Etcheverry, de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig y la Secretaria de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves.
Mesa de Competitividad
La iniciativa por la conformación de la Mesa de Competitividad fue firmada por representantes del sector público y privado con el objetivo de coordinar estrategias conjuntas para mejorar la eficiencia, reducir la accidentabilidad y el impacto ambiental, y potenciar el valor económico y social de Vaca Muerta como motor energético de la Argentina.
Entre los principales ejes de trabajo de la Mesa se destacan la reducción de accidentes laborales y ambientales, mediante protocolos unificados y monitoreo conjunto, el desarrollo de infraestructura estratégica que favorezca la eficiencia logística y energética, el impulso de la economía circular y la sustentabilidad en cada etapa de la cadena productiva y el fortalecimiento del valor social de la actividad, promoviendo empleo local y desarrollo territorial.
Como parte del acuerdo, se conformará un Comité de Gestión que coordinará los distintos grupos de trabajo, definirá un plan de acción y reportará mensualmente los avances. Además, se prevé la incorporación progresiva de actores clave del ecosistema hidrocarburífero, como proveedores tecnológicos, universidades y centros de investigación.
El gobernador Rolando Figueroa se reunió el jueves con representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para exigirles mayores inversiones en infraestructura. Fuentes que participaron del encuentro de la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta explicaron que en un momento del encuentro el mandatario planteó en tono de reclamo la necesidad de que las operadoras tomen dimensión de lo importante que es apuntalar el desarrollo de infraestructura de Vaca Muerta y de cumplir con los compromisos de inversión asumidos, al advertir que hay algunos retrasos en ese sentido.
Figueroa destacó ante los representantes de las compañías petroleras su percepción de que en la ciudadanía neuquina es muy clara la demanda social por la mejora de la infraestructura que tiene que acompañar el desarrollo de la industriahidrocarburífera y se perciba su contribución en el desarrollo económico y social del resto de los sectores de la provincia.
Los funcionarios provinciales que participaron junto a Figueroa destacaron las inversiones realizadas por el gobierno neuquino para mejorar la red vial en la zona de Vaca Muerta, y la formulación de proyectos que son necesarios para acompañar el desarrollo de la actividad productiva, económica y social.
Hay por parte de la administración provincial un sostenido planteo a la industria del rol que tiene la provincia como núcleo del desarrollo energético para el país y que esto obliga a multiplicar las inversiones, preservar el empleo calificado y asegurar condiciones competitivas para el desarrollo de Vaca Muerta.
Inversiones y paz social
En la reunión, además de las empresas nucleadas en la CEPH, participaron la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene) y -por invitación del gobernador- el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa.
El encuentro, que se realizó en la Casa del Neuquén, en la Ciudad de Buenos Aires, permitió sentar las bases de un acuerdo para fortalecer el desarrollo productivo, ambiental y social de la cuenca neuquina. Figueroa les recordó a las empresas que deben priorizar la contratación de mano de obra y de proveedores neuquinos, de acuerdo a lo que comunicó la Gobernación.
En ese sentido, se destacó que Figueroa ratificó el pedido de continuar con las inversiones en obras, y les pidió que no traigan personal de fuera de la provincia, a la vez que expresó el compromiso del Estado provincial de garantizar la paz social para favorecer la productividad.
“Vaca Muerta necesita diálogo, planificación y responsabilidad compartida. Esta mesa representa el compromiso de todas las partes para trabajar con reglas claras, cuidando el ambiente, a los trabajadores y a las comunidades”, señaló el gobernador. “Si trabajamos en conjunto podemos ganar todos”, agrego al pedir a las empresas volverse más competitivas y fortalecer todos los eslabones que integran la cadena productiva, entre ellas a las pymes neuquinas.
“Estamos logrando infraestructura y estamos supliendo muchas veces hasta falta de inversiones de ustedes para que a la industria le vaya bien”, completó el mandatario provincial quien reiteró su reclamo por asegurar las acciones que sean necesarias para lograr una mayor capacitación para los neuquinos y fortalecer las inversiones provinciales en educación, salud y rutas.
De la reunión participaron el presidente de Fecene, Mauricio Uribe y el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci. Mientras que la comitiva neuquina también la integraron los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis «Pepé» Ousset; de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele; de Planificación, Innovación y Modernización, Rubén Etcheverry, de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig y la Secretaria de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves.
Mesa de Competitividad
La iniciativa por la conformación de la Mesa de Competitividad fue firmada por representantes del sector público y privado con el objetivo de coordinar estrategias conjuntas para mejorar la eficiencia, reducir la accidentabilidad y el impacto ambiental, y potenciar el valor económico y social de Vaca Muerta como motor energético de la Argentina.
Entre los principales ejes de trabajo de la Mesa se destacan la reducción de accidentes laborales y ambientales, mediante protocolos unificados y monitoreo conjunto, el desarrollo de infraestructura estratégica que favorezca la eficiencia logística y energética, el impulso de la economía circular y la sustentabilidad en cada etapa de la cadena productiva y el fortalecimiento del valor social de la actividad, promoviendo empleo local y desarrollo territorial.
Como parte del acuerdo, se conformará un Comité de Gestión que coordinará los distintos grupos de trabajo, definirá un plan de acción y reportará mensualmente los avances. Además, se prevé la incorporación progresiva de actores clave del ecosistema hidrocarburífero, como proveedores tecnológicos, universidades y centros de investigación.
Representantes de operadoras petroleras del Golfo San Jorge se reunieron con el gobierno de Chubut, diputados y senadores nacionales de la provincia, y acordaron acompañar un pedido del gobernador Ignacio Torres a Nación para la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburos convencionales, medida considerada fundamental para el sostenimiento de la actividad en la provincia y la región. Asimismo, ratificaron el Acuerdo de Competitividad rubricado en mayo, en el marco del compromiso multisectorial para sostener, defender y proyectar la actividad hidrocarburífera en la provincia. “El pedido que elevamos a Nación tiene por objetivo exportar más y hacer más […]
Representantes de operadoras petroleras del Golfo San Jorge se reunieron con el gobierno de Chubut, diputados y senadores nacionales de la provincia, y acordaron acompañar un pedido del gobernador Ignacio Torres a Nación para la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburos convencionales, medida considerada fundamental para el sostenimiento de la actividad en la provincia y la región. Asimismo, ratificaron el Acuerdo de Competitividad rubricado en mayo, en el marco del compromiso multisectorial para sostener, defender y proyectar la actividad hidrocarburífera en la provincia. “El pedido que elevamos a Nación tiene por objetivo exportar más y hacer más […]
El gas natural es y será el energético preferido del siglo XXI por todo el planeta. Argentina es un país que ha respirado gas natural desde hace más de medio siglo y continuara haciéndolo en las décadas que se avecinan. Argentina empezó a utilizar masivamente el gas natural a mediados de la década de los años cuarenta y la dio de la mano de Gas del Estado. Muchos países de la región, incluido Bolivia, tomaron lecciones de Argentina de aspectos técnicos (gasoductos, redes de gas y lo más importante la tecnología para el uso de Gas Natural Comprimido (GNC) y […]
El gas natural es y será el energético preferido del siglo XXI por todo el planeta. Argentina es un país que ha respirado gas natural desde hace más de medio siglo y continuara haciéndolo en las décadas que se avecinan. Argentina empezó a utilizar masivamente el gas natural a mediados de la década de los años cuarenta y la dio de la mano de Gas del Estado. Muchos países de la región, incluido Bolivia, tomaron lecciones de Argentina de aspectos técnicos (gasoductos, redes de gas y lo más importante la tecnología para el uso de Gas Natural Comprimido (GNC) y […]
Oleoductos del Valle anunció formalmente el inicio del proyecto Duplicar Norte tras la firma de contratos con las principales operadoras del Hub Norte de la Cuenca Neuquina: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y, Gas y Petróleo del Neuquén. El acuerdo se concretó el pasado viernes 4 de julio y es un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la Cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, Río Negro. Con una inversión estimada de USD 380 millones, Duplicar Norte permitirá responder a la creciente demanda de transporte generada por […]
Oleoductos del Valle anunció formalmente el inicio del proyecto Duplicar Norte tras la firma de contratos con las principales operadoras del Hub Norte de la Cuenca Neuquina: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y, Gas y Petróleo del Neuquén. El acuerdo se concretó el pasado viernes 4 de julio y es un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la Cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, Río Negro. Con una inversión estimada de USD 380 millones, Duplicar Norte permitirá responder a la creciente demanda de transporte generada por […]
La segunda etapa de la obra que le cambiará la vida a los pobladores del norte de la provincia registra un 16% de avance y se desarrolla en dos frentes para cumplir con los plazos establecidos por el gobernador y llegar a fin de año a Las Ovejas. Mientras 16 familias de Guañacos ya disfrutan del gas en pleno invierno, la empresa provincial Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa) sigue avanzando con la segunda etapa de la obra que permitirá extender la red de gas natural hasta Las Ovejas de aquí a fin de año. Para cumplir con los plazos estipulados, […]
La segunda etapa de la obra que le cambiará la vida a los pobladores del norte de la provincia registra un 16% de avance y se desarrolla en dos frentes para cumplir con los plazos establecidos por el gobernador y llegar a fin de año a Las Ovejas. Mientras 16 familias de Guañacos ya disfrutan del gas en pleno invierno, la empresa provincial Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa) sigue avanzando con la segunda etapa de la obra que permitirá extender la red de gas natural hasta Las Ovejas de aquí a fin de año. Para cumplir con los plazos estipulados, […]
La empresa proveerá válvulas automatizadas de hasta 42” de diámetro. Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) fue adjudicada para la provisión de válvulas automatizadas de hasta 42″ de diámetro para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas que tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un país exportador de crudo a nivel global. “La adjudicación en el proyecto VMOS refuerza nuestra posición en el sector energético, reflejando la solidez de nuestras capacidades, competencias y recursos organizacionales puestos a disposición del desarrollo de nuestra Argentina”, expresaron desde la empresa. Abastecimiento […]
La empresa proveerá válvulas automatizadas de hasta 42” de diámetro. Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) fue adjudicada para la provisión de válvulas automatizadas de hasta 42″ de diámetro para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas que tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un país exportador de crudo a nivel global. “La adjudicación en el proyecto VMOS refuerza nuestra posición en el sector energético, reflejando la solidez de nuestras capacidades, competencias y recursos organizacionales puestos a disposición del desarrollo de nuestra Argentina”, expresaron desde la empresa. Abastecimiento […]
La empresa italiana ENI ha anunciado un acuerdo por 20 años de duración con la estadounidense Venture Global para la provisión de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL). Las entregas comenzarán a finales de la década desde la Fase 1 del proyecto CP2 LNG. La planta de Venture Global, ubicada en Luisiana, EEUU, está actualmente en construcción y podrá producir hasta 28 millones de toneladas anuales de gas cuando esté terminada. Para seguir leyendo haga click aquí. Fuente: Energía y Negocios.
La empresa italiana ENI ha anunciado un acuerdo por 20 años de duración con la estadounidense Venture Global para la provisión de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL). Las entregas comenzarán a finales de la década desde la Fase 1 del proyecto CP2 LNG. La planta de Venture Global, ubicada en Luisiana, EEUU, está actualmente en construcción y podrá producir hasta 28 millones de toneladas anuales de gas cuando esté terminada. Para seguir leyendo haga click aquí. Fuente: Energía y Negocios.
En la era de la inteligencia artificial, los data centers han dejado de ser simples edificios llenos de servidores. Hoy son los pulmones digitales de la economía. Cada clic, cada algoritmo generativo, cada transacción online depende de ellos. Pero su vertiginoso crecimiento está empujando al límite la infraestructura eléctrica, lo que plantea un desafío urgente: ¿Cómo alimentar el futuro tecnológico sin colapsar el sistema? Según estimaciones de Accenture, para 2033 los data centers podrían consumir hasta el 23% de la energía eléctrica de Estados Unidos. Solo en 2023, demandaron 176 TWh, y se espera que esta cifra se triplique en […]
En la era de la inteligencia artificial, los data centers han dejado de ser simples edificios llenos de servidores. Hoy son los pulmones digitales de la economía. Cada clic, cada algoritmo generativo, cada transacción online depende de ellos. Pero su vertiginoso crecimiento está empujando al límite la infraestructura eléctrica, lo que plantea un desafío urgente: ¿Cómo alimentar el futuro tecnológico sin colapsar el sistema? Según estimaciones de Accenture, para 2033 los data centers podrían consumir hasta el 23% de la energía eléctrica de Estados Unidos. Solo en 2023, demandaron 176 TWh, y se espera que esta cifra se triplique en […]
Donald Trump, a contramano de la “política verde” de Biden pero coherente con su política de competitividad económica decidió volver al uso del carbón, que es abundante en los Estados Unidos, para atender la demanda de energía.
Con Biden, Estados Unidos logró avances en su transición verde, respaldados por políticas como la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) y la Ley Bipartidista de Infraestructura (BIL).
La capacidad de energía renovable de EE.UU. aumentó significativamente, y se estaba llevando a cabo un cambio a largo plazo para alejarse del carbón. Sin embargo, desde que el presidente Trump asumió el cargo, su administración ha comenzado a deshacer gran parte del progreso verde logrado en los últimos cuatro años y está volviendo a recurrir al carbón para satisfacer la demanda interna de energía.
El carbón es considerado ampliamente como el “combustible fósil más sucio”, ya que su quema es el mayor contribuyente individual al calentamiento global, representando el 41% de las emisiones globales de dióxido de carbono, así como altos niveles de metano, según la organización sin fines de lucro Ember Climate. En los 38 países de la OCDE, la generación a base de carbón disminuyó un 52% en promedio entre 2007 y 2024. Fue reemplazada principalmente por nueva capacidad de energía solar y eólica. Mientras tanto, la generación a base de carbón en EE.UU. cayó más del 50% entre 2008 y 2023.
Después de décadas de alejarse del carbón hacia el petróleo y el gas, la energía nuclear y alternativas renovables, la administración Trump está volviendo a incluir el carbón en su agenda energética. Ya en el 2017 Trump consideró que los problemas ambientales no eran una amenaza para su país y renegó del Acuerdo de Paris del 2015.
En abril último, Trump firmó la orden ejecutiva “Reactivando la Hermosa Industria del Carbón Limpio de América y Enmendando la Orden Ejecutiva”, (“Reinvigorating America’s Beautiful Clean Coal Industry and Amending Executive Order 14241”)
La orden establece: “Debemos aumentar la producción de energía nacional, incluido el carbón”. Además, agrega: “Los recursos de carbón de América son vastos, con un valor estimado actual en billones de dólares y son más que capaces de contribuir sustancialmente a la independencia energética estadounidense, con excedentes para exportar y apoyar a nuestros aliados y nuestra competitividad económica”
Actualmente, las plantas que queman carbón producen menos del 20% de la electricidad de EE.UU., según la Administración de Información Energética. Sin embargo, el apoyo de Trump al carbón podría cambiar esto pronto. Al firmar la orden en abril, Trump declaró: “Estamos recuperando una industria que fue abandonada”. Añadió: “Vamos a devolver el trabajo a los mineros”.
Desde que asumió el cargo, Trump ha eliminado regulaciones ambientales y prometido aumentar la producción nacional de energía, con un enfoque en los combustibles fósiles.
A medida que la demanda de energía en EE.UU. aumenta y se espera que continúe esta tendencia, hay crecientes temores sobre cómo satisfacer esta demanda. Trump busca impulsar la producción de petróleo y gas, así como detener los planes de retiro de plantas de carbón envejecidas y eliminar barreras a la minería de carbón en tierras federales para satisfacer esta demanda., explica World Energy Trade
En los próximos años, podrían tomarse medidas más extremas para fomentar el uso del carbón, como la posible designación del carbón como un “mineral crítico” cuando se utiliza para la producción de acero.
El Departamento de Energía (DoE) también anunció recientemente 200.000 millones de dólares en fondos para su oficina de programas de préstamos, incluidos aquellos para nuevas tecnologías de carbón.
A finales de junio, el secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, anunció la renovación de la carta constitutiva del Consejo Nacional del Carbón (NCC), un comité asesor federal que fue eliminado durante la administración Biden, para fortalecer la industria del carbón El DoE también ordenó recientemente que la planta de carbón JH Campbell en el lago Michigan permanezca abierta más allá de su fecha de cierre del 31 de mayo, y podría extender la vida útil de la planta de energía Monroe en el lago Erie en Michigan, programada para cerrar en 2028. Según la agenda energética de Trump, es probable que otras plantas de carbón destinadas al desmantelamiento continúen operando.
A pesar de los mejores esfuerzos de la administración Trump para ganar apoyo para el carbón, no todos están dispuestos a retroceder en sus objetivos energéticos. En los últimos meses, varios reguladores estatales, operadores de redes regionales, grupos ambientalistas y de consumidores han impugnado la legalidad de las órdenes del DoE para mantener las plantas abiertas. En junio, reguladores estatales de servicios públicos y grupos ambientalistas presentaron solicitudes de reconsideración ante el DoE por la detención del cierre de JH Campbell y la planta de petróleo y gas Eddystone en Pensilvania, argumentando que las energías renovables podrían satisfacer mejor la creciente demanda de energía.
Robert Routh, director de política climática y energética del Consejo de Defensa de los Recursos Naturales, declaró: “Necesitamos poner más electrones en la red. Necesitamos que sean limpios, confiables y asequibles”. Routh agregó que mantener abiertas las plantas de carbón en cuestión “da como resultado exactamente lo contrario. Es costoso, dañino, innecesario e ilegal”.
El presidente Trump ha llevado la energía de EE.UU. en la dirección opuesta a su predecesor, Joe Biden, al detener el progreso de la energía verde e introducir políticas para apoyar una mayor producción de carbón.
Es probable que varias plantas de carbón destinadas al retiro en los próximos años permanezcan abiertas, ya que Trump busca salvarlas, y nuevos proyectos mineros podrían estar en marcha en ciertos estados. Sin embargo, varios gobiernos estatales, empresas de servicios públicos y grupos ambientalistas continuarán luchando contra la expansión de la industria del carbón en favor de alternativas más limpias que también puedan satisfacer la creciente demanda de energía de EE.UU.
En la antesala del proceso electoral del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, el actual secretario general de la organización, Marcelo Rucci, reafirmó el compromiso del gremio en sostener la defensa del convenio colectivo, garantizar condiciones de trabajo dignas, impulsar mejoras salariales y proteger cada puesto laboral en momentos de tensión con las compañías por una baja de la actividad.
De cara a agenda post-electoral, Rucci dejó en claro que no hay lugar para el descanso. «Lo que viene es más pelea por lo que nos corresponde«, aseguró al trazar que la agenda del sindicato se centra en seguir defendiendo el convenio colectivo, garantizar condiciones de trabajo dignas, impulsar mejoras salariales y, fundamentalmente, «seguir cuidando a los compañeros en un contexto nacional que no nos da respiro».
El gremialista prometió que «ningún petrolero va a quedar solo«, reafirmando el compromiso de la dirigencia con cada afiliado y con las provincias de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que «dieron identidad y trabajo» a los trabajadores del sindicato y reafirmando la agenda post-electoral en defensa de «trabajo, salud, seguridad y dignidad».
A pesar de no existir lista de oposición, Rucci fue categórico al destacar que la jornada electoral del 22 de julio trasciende la mera formalidad, en declaraciones difundidas por el gremio de petroleros. «Nos preparamos con la misma responsabilidad y seriedad con la que defendemos cada derecho de nuestros compañeros. Este no es un trámite más, es un acto de compromiso con la historia de nuestro sindicato», afirmó.
Marcelo Rucci
Para el líder sindical, la legitimidad que otorga el respaldo de los afiliados es fundamental: «Cuando el voto es masivo, la conducción se fortalece para pelear, para negociar, para avanzar. Y eso se logra con participación.»
Rucci también dirigió un mensaje a aquellos afiliados que podrían considerar que, ante la ausencia de competencia, su voto carece de sentido: «Les digo que no votar es dejar la silla vacía cuando más necesitamos estar todos juntos». Subrayó que el acto de votar no es solo para elegir, sino para respaldar un modelo de sindicato «que no se arrodilla, que pelea con dignidad y que no se olvida de dónde viene».
En ese marco, Rucci enfatizó la importancia de una participación masiva en su gremio, incluso en un escenario de lista única, reafirmando el compromiso de la conducción con los trabajadores y con las tres provincias patagónicas que representa donde se desarrolla la actividad petrolera.
Preocupación por el Golfo
El proceso electoral que se desarrollará el próximo martes 22 de julio llega en momentos en que los principales gremios petroleros de la Patagonia conformaron este miércoles una mesa de seguimiento permanente para monitorear la crisis en el resto de las cuencas y coordinar acciones conjuntas.
La realidad de Vaca Muerta, que se presenta como una cuenca con actividad en crecimiento, inversiones sostenidas y con proyectos de desarrollo para los próximos años, contrasta con la situación que atraviesa la del Golfo San Jorge y otras convencionales del país en una fuerte crisis por la desaceleración de la actividad, las cesantías de trabajadores, la reducción de inversiones y la migración de empresas hacia Neuquén.
Los dirigentes Jorge Ávila, del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Rafael Güenchenén de Santa Cruz, José Llugdar de Jerárquicos de la Patagonia Austral y el mismo Rucci de Río Negro, Neuquén y La Pampa, coincidieron en la preocupación por el deterioro de la actividad y plantearon actuar de forma coordinada para evitar un colapso laboral y productivo.
En el reciente encuentro que mantuvieron en la ciudad de Comodoro Rivadavia, los gremialistas expresaron la necesidad de «actuar de forma coordinada para evitar un colapso laboral y productivo«, según comunicaron posteriormente.
La reforma judicial impulsada en 2025 en México, que incluyó por primera vez la elección de magistrados y jueces de distrito, despierta escepticismo entre los actores del sector renovable. Así lo sostuvo Amado Villarreal González, director general de Energy Insights, quien advirtió que el cambio genera dudas sobre la seguridad jurídica para las inversiones en energía limpia.
“Estamos experimentando un nuevo modelo del poder judicial que genera incertidumbre y paraliza el sector. Las empresas necesitan confianza que es el ingrediente básico de la inversión”, expresó Villarreal González en diálogo con Energía Estratégica.
“Las decisiones de inversión en energía son actividades altamente reguladas y al final recaen mucho en el aparato judicial para definir la viabilidad de los proyectos y la vinculación público-privada”, enfatizó el director de Energy Insights, recordando que en septiembre se pondrá en marcha el funcionamiento del nuevo poder judicial.
Además, señaló que este contexto genera un escenario con reglas poco claras para la inversión extranjera, sumado a la guerra comercial con Estados Unidos y la revisión del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), a pesar que la nueva administración empezó a abrir ventanas para la participación del sector privado en generación limpia, aún faltan reglas claras para las empresas..
El Plan Nacional de Desarrollo propuesto por el Gobierno incluye metas ambiciosas: sumar 22 GW de capacidad renovable al 2030 y alcanzar un 45% de participación de fuentes limpias en la matriz energética. Sin embargo, el contexto regulatorio actual plantea dudas sobre su viabilidad. Entre febrero y marzo de 2025 se realizaron reformas a las leyes secundarias, pero el mercado aún espera los lineamientos concretos para la participación privada.
El sistema eléctrico mexicano enfrenta un déficit estructural, durante los últimos meses el país ha enfrentado apagones eléctricos en diversas regiones, incluyendo las penínsulas de Baja California y Yucatán. “La autoridad energética ha pedido a la industria que modere sus consumos para evitar apagones. Eso es una señal de que vamos atrás en inversión en infraestructura y en generación”, alertó Villarreal González.
«Incluso, hay momentos en que el consumo sobrepasa el nivel máximo de generación. Entonces entran las reservas, que siempre han sido muy cuestionadas, pero al final se programan apagones rotativos para mantener la estabilidad del sistema”, detalló.
Frente a esta situación, una de las áreas de oportunidad es el autoconsumo energético. Las reformas recientes permiten a las empresas generar hasta 20 MW en esquemas de autoconsumo sin conexión al sistema eléctrico nacional, lo cual abre un espacio interesante para industrias que buscan autonomía energética.
En ese sentido, el especialista apuntó a que una vez que se definan las reglas se verá una expansión de la generación de autoconsumo y almacenamiento en méxico. “Nuestra solución está en nuestras manos: crear un esquema de apertura a la inversión que le dé seguridad a las empresas, porque los recursos los tienes, lo que falta es generar las condiciones”, concluyó el especialista.
Empresas Públicas de Medellín (EPM) decidió suspender temporalmente la construcción del parque eólico E200, con una capacidad de 200 MW en La Guajira, pese a contar con la licencia ambiental.
La empresa considera inviable avanzar debido a la complejidad social del territorio y deja el proyecto «guardado» sin una fecha clara para su reactivación.
Esta suspensión no es un caso aislado. Otros desarrolladores como Celsia, Enel Colombia y EDP Renewables también enfrentan paralizaciones en La Guajira, sumando en total 1.535 MW detenidos.
En concreto, Celsia tiene detenidos los parques Camelias y Acacia (330 MW); Enel suspendió Tumawind (200 MW) y Chemesky (100 MW), además de vender Windpeshi (205 MW) a Ecopetrol tras su paralización en mayo de 2023; y EDP canceló Alpha y Beta, que juntos aportarían cerca de 500 MW.
Uno de los problemas centrales es la infraestructura de conexión. La línea de transmisión Colectora, crucial para evacuar la energía generada en la región, estaba programada inicialmente para noviembre de 2022.
Tras múltiples retrasos, su entrada en operación se ha pospuesto hasta agosto de 2026, aumentando la incertidumbre técnica y contribuyendo a la decisión de EPM de detener el proyecto E200.
Otro desafío significativo radica en los conflictos con las comunidades indígenas Wayuu. Las empresas han enfrentado hasta ahora 235 procesos de consulta previa con importantes desacuerdos y retrasos, según advierten desde el sector.
El gran potencial eólico de Colombia está concentrado en La Guajira, una zona con desafíos sociales profundos. La demora en la infraestructura de transmisión fue clave para que estos proyectos no puedan honrar sus compromisos comerciales, acumulando pérdidas desde 2023 que los han hecho inviables.
Alejandro Lucio, CEO de Óptima Consultores, afirma que «aunque se espera que la línea de transmisión Colectora finalmente opere hacia 2026, es demasiado tarde para las empresas originales, que ya agotaron su paciencia y su capacidad de absorber pérdidas».
Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica remarca que los problemas fundamentales siguen siendo sociales y de infraestructura y sostiene: «Las empresas simplificaron excesivamente el contexto colombiano, tomando riesgos mal calculados».
En este contexto, cobra relevancia el papel que está asumiendo Ecopetrol, que ha comenzado a adquirir proyectos eólicos detenidos como parte de su estrategia de transformación hacia una empresa de energías renovables.
Aunque actualmente la normativa le impide actuar como generador, la empresa ha comenzado a avanzar en el sector a través de la figura del «autogenerador remoto», una modalidad recientemente habilitada que le permite producir energía en una ubicación distinta a la del consumo propio.
El colapso del desarrollo eólico onshore en Colombia se evidencia no solo en cifras alarmantes, sino en la incapacidad de resolver cuellos de botella estructurales y sociales, alertando que la simple disponibilidad del recurso eólico no garantiza su aprovechamiento efectivo.
Perú está experimentando una transformación energética promovida por los aumentos en el costo de la energía y la falta de dinamismo en la demanda.
Pool Suárez, experto en venta de energía y gerente comercial de Ferrenergy, señaló: “Se está dando un fuerte impulso a los proyectos de autogeneración, sobre todo en sectores industriales y agroindustriales, para poder hacerle frente a los impactos de los sobrecostos energéticos”.
Uno de los factores más relevantes en la ecuación de costos energéticos es el cargo por potencia, que representa entre el 35% y el 40% de la factura eléctrica total. Este componente ha generado un cambio en la forma en que las empresas planifican su abastecimiento energético, impulsando la autogeneración renovable.
En paralelo, el mercado de los contratos de compraventa de energía (PPAs) atraviesa una etapa de alta volatilidad y de un aumento de precios. Mientras en 2018 los contratos se cerraban en torno a los 20 o 25 dólares por MWh, actualmente se sitúan entre 40 y 50 dólares por MWh, con esquemas que incluyen cláusulas variables ajustadas al comportamiento del mercado.
“Esto ha golpeado a la industria y ha llevado a muchas empresas a buscar alternativas de autogeneración para tener previsibilidad en los costos”, agrega el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.
El avance del autoconsumo energético en Perú se materializa en proyectos concretos. Uno de los casos más destacados es La Joya, una planta de 28 MW de capacidad ubicada en Arequipa, desarrollada por la cementera Yura, del grupo Gloria, que se posiciona como la instalación de autogeneración más grande de Latinoamérica. En la misma línea, Agroaurora, también perteneciente al grupo, está en proceso de licitación para construir una central fotovoltaica de 12 MW en Piura, destinada al abastecimiento propio.
El interés por abastecerse con fuentes renovables también crece entre los sectores de alta demanda energética, como la minería. Suárez destaca el caso de la minera Anglo American (Quellaveco), que permitió viabilizar el parque eólico Punta Lomitas, de Engie, mediante un contrato de suministro a largo plazo. Este modelo, donde la demanda minera hace bancable un proyecto de generación, podría repetirse en iniciativas similares vinculadas a empresas como Zafranal y San Gabriel, lo que contribuirá a incrementar la capacidad renovable y confiable en el sistema eléctrico nacional.
En cuanto al desarrollo de grandes proyectos, Perú recientemente inauguró la Central Fotovoltaica San Martín, de 252 MW, a cargo de Zelestra, y se espera la construcción de un parque eólico de 220 MW por parte de Celsia, utilizando equipos originalmente destinados a Colombia. Además, la firma Orygen, anteriormente Enel Generación, planea desarrollar un hub híbrido de energía solar y eólica de casi 400 MW.
Actualmente, la nación andina cuenta con más de 23 GW de capacidad en proyectos renovables ya identificados, tanto solares como eólicos. Sin embargo, muchos de ellos se encuentran en distintas etapas de tramitación y enfrentan obstáculos burocráticos. “Es un proceso como una maratón: el que llegue primero a la bancabilidad y al cierre financiero es el que finalmente se desarrollará”, explica Suárez.
A pesar de estos avances, la sobreoferta de proyectos choca con un contexto de baja demanda. Según afirma el especialista, la demanda nacional es aproximadamente de 7 GW, mientras que hay más de 20 GW renovables en estudios y tramitación. Suárez aclara que en Perú no existe prelación por tener el estudio de preoperatividad aprobado, sino que avanzan los proyectos que logren financiamiento y contratos firmes.
En este escenario, el almacenamiento comienza a tomar un rol clave, tanto como solución para la industria como herramienta sistémica a futuro. “Estamos viendo proyectos de energía solar en techos combinados con baterías que permiten ahorrar tanto en energía como en potencia. En el sector retail y agroindustrial ya son una realidad”, afirma Suárez.
De cara a los próximos años, el desafío será también de carácter estructural. “Estamos yendo hacia el camino de Chile; de acá a los próximos cinco años vamos a tener un porcentaje relevante de energías renovables, con lo cual se va a hacer de mayor atractivo el almacenamiento a esa escala”, anticipa Suárez.
Para ello, será fundamental incorporar servicios complementarios como regulación de frecuencia y sistemas de almacenamiento utility scale, que permitan gestionar un sistema eléctrico cada vez más renovable.
No obstante, el ejecutivo señala que el mayor atractivo inmediato está en el sector industrial y comercial, donde el almacenamiento brinda a las empresas autonomía y capacidad de autogestión energética, siempre y cuando se mantenga la estabilidad jurídica y reglas claras de mercado. Además, destaca que esta infraestructura permitirá prevenir posibles vertidos por exceso de generación ante las limitaciones actuales de transmisión.
El desarrollo del hidrógeno verde también aparece en la agenda como una vía para impulsar la demanda energética. Perú cuenta con La Ley de Fomento del Hidrógeno Verde, en proceso de actualización, para promover esta tecnología, lo que podría abrir un nuevo mercado para las renovables. “El timing es clave. No hay que esperar a que sea competitivo; se debe dar señales claras y desarrollar capacidad ahora, para posicionarse a futuro”, remarca Suárez.
A nivel regulatorio, la Ley 28.832, que es el marco legal actual del sector eléctrico en Perú, y la Ley 32.249, se encuentran en proceso de actualización para dar un mayor impulso a las renovables y al sistema de contratación de energía. “La actualización a nuestra ley 32.249 lo que está buscando es incentivar, dinamizar este mercado de licitaciones de largo plazo”, comenta Suárez. Según detalla, la propuesta incluye contratos de hasta 15 años, con periodos de gracia para construcción y desarrollo, y la posibilidad de utilizar bloques horarios, lo que permitirá introducir renovables con mayor competitividad.
La estabilidad jurídica y la mejora de los esquemas de financiamiento son aspectos esenciales para lograr un ecosistema energético más dinámico. “Nos falta madurez en el financiamiento para proyectos industriales y comerciales, pero si logramos atraer más inversionistas, el mercado crecerá no solo en utility scale sino también a nivel usuario final”, concluye el ejecutivo de Ferrenergy.
METLEN firmó un contrato de compraventa de energía (PPA, por sus siglas en inglés) a 15 años con Copec EMOAC, filial de Copec especializada en la comercialización de energías renovables. El acuerdo contempla el suministro de energía limpia proveniente de cuatro plantas solares del portafolio de METLEN en Chile.
El contrato considera un suministro anual de 450 GWh, con inicio de entregas previsto para el segundo trimestre de 2026. Esta energía estará respaldada por una capacidad total de 322 MW en sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), provenientes de los proyectos Willka, Doña Antonia, Tocopilla y Tamarico, desarrollados por METLEN.
Este acuerdo de largo plazo permitirá a Copec EMOAC acceder a energía renovable durante los horarios de baja generación solar, contribuyendo así a la descarbonización del sistema eléctrico chileno y garantizando una provisión estable, flexible y sostenible. Según lo establecido, la energía será entregada durante entre las 19:00 y las 07:59 horas en horario de invierno, y entre las 22:00 y las 06:59 horas en horario de verano, franjas en que la producción solar disminuye naturalmente.
Copec EMOAC durante los horarios en que la generación solar disminuye, apoyando así la descarbonización del sistema eléctrico chileno y garantizando una provisión estable y sostenible. Según lo establecido en el contrato, la energía será entregada durante el llamado «Bloque No Solar», definido entre las 19:00 y las 07:59 horas en horario de invierno, y entre las 22:00 y las 06:59 horas en horario de verano, momentos en los que la producción solar cae naturalmente.
“Estamos muy contentos de concretar esta alianza con Metlen, porque fortalece nuestra oferta de soluciones energéticas renovables y confiables, pensadas para responder a las necesidades específicas de nuestros clientes. Gracias a este acuerdo, reforzamos nuestra capacidad para garantizar suministro nocturno mediante generación solar respaldada por almacenamiento en baterías, ofreciendo así una respuesta segura y flexible ante la creciente demanda por soluciones sostenibles. Este paso refleja nuestro compromiso con la transición energética de Chile y con la entrega de un servicio innovador y de excelencia,” señaló Arturo Natho, gerente general de Copec.
La implementación de PPAs nocturnos por parte de METLEN en Chile refuerza su rol estratégico en el impulso de la transición energética del país, combinando soluciones contractuales innovadoras con su portafolio en expansión de activos renovables y alianzas clave. Un PPA nocturno representa una cobertura fundamental frente a la alta volatilidad de precios, y cobra cada vez más relevancia en el actual contexto energético —especialmente ante la creciente penetración de fuentes variables como la solar. Al asegurar el suministro durante horas de baja producción solar, cuando normalmente se recurre a fuentes más costosas como el gas o los mercados de balance, este acuerdo aporta estabilidad y previsibilidad de precios.
Esta alianza representa un hito relevante en la expansión de METLEN en América Latina, reforzando su compromiso con el desarrollo de energías limpias y apoyando la estrategia de Copec EMOAC para asegurar un abastecimiento energético confiable y sostenible.
Puerto Rico operó desde finales de 2023 la primera planta virtual de energía (VPP) de la región, bajo el programa CBES (Community Battery Emergency Sharing), coordinado por LUMA. El modelo integró a más de 63,000 hogares con baterías, que se activaron en red ante picos de demanda o caídas en el suministro, despachando energía almacenada de manera casi instantánea.
El mecanismo consistió en una señal del operador de la red a los agregadores tecnológicos —Tesla Energy, Sunrun, Sonnen, entre otros— que enviaron comandos a sus flotas de baterías domésticas. Las unidades se activaron de forma automática, respetando los parámetros definidos por los usuarios. “Estas baterías pueden ser gestionadas como una flota; LUMA puede solicitar un despacho específico para evitar un apagón”, explicó Javier Rúa Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA).
En cada evento, los hogares decidieron cuánto aportar. La mayoría optó por despachar solo un 20 % de la capacidad, priorizando su respaldo individual en caso de cortes prolongados. Sin embargo, el sistema aportó hasta 50 MW, una capacidad comparable a una planta de generación tradicional en la isla. Según Rúa Jovet, el potencial inmediato pudo haber alcanzado los 200 MW con las baterías registradas en el programa. Si se consideraban todas las baterías instaladas, esa cifra se duplicaba.
Cada mes se instalaron unas 4,000 baterías nuevas, principalmente Tesla Powerwall 2, aunque también se sumaron modelos Powerwall 3, Sonnen y SolarEdge. El crecimiento sostenido del almacenamiento residencial planteó la posibilidad de escalar el modelo. “Con 135,000 baterías desplegadas y un ritmo de instalación constante, el potencial podría llegar a 700 MW si el 80 % de los usuarios aceptan participar activamente”, proyectó Rúa Jovet.
El programa eliminó sus límites iniciales —que restringían la participación a 6,000 hogares— y funcionó como un esquema abierto a todos los usuarios con equipos compatibles. Esto permitió consolidar la VPP como un recurso adicional para mitigar el riesgo de apagones, sin necesidad de activar plantas fósiles de emergencia. La activación de la flota fue más rápida y flexible, y permitió ajustar la potencia aportada en función de las necesidades del sistema.
Uno de los aspectos que Rúa Jovet consideró clave fue el modelo de incentivos. Los hogares participantes recibieron un crédito por cada kWh despachado, pagado por LUMA a través de las tarifas de respuesta a la demanda y reserva de capacidad. “El incentivo dado a los clientes es de US$1 por kWh, mientras que en California es de US$2. Pero aquí logramos evitar apagones con un costo mucho menor al de construir o operar plantas de picos fósiles”, sostuvo.
El esquema también representó una oportunidad económica para los hogares con baterías. Según SESA, los ingresos anuales promedio alcanzaron los US$550 por cliente, dependiendo de la cantidad de eventos en los que se activó la flota. Algunas empresas, como Sonnen, ofrecieron tarifas anuales fijas de US$750, mientras otros agregadores propusieron modelos híbridos de pago por evento o por capacidad contratada.
Rúa Jovet advirtió, sin embargo, que para sostener el crecimiento sería necesario actualizar la regulación y los estándares técnicos. “La coordinación entre LUMA, los agregadores y la Autoridad de Energía Eléctrica debe ser fluida. Necesitamos lineamientos claros y modernos para seguir avanzando”, señaló. También subrayó la importancia de garantizar la interoperabilidad entre diferentes plataformas y asegurar que los usuarios mantuvieran el control sobre sus recursos energéticos.
La red eléctrica de Puerto Rico, afectada por huracanes y con infraestructura vulnerable, encontró en este modelo una herramienta complementaria para mejorar su resiliencia. “Esto es resiliencia comunitaria en acción. El usuario controla su batería, puede decir cuánto quiere aportar y puede optar por no participar en un evento si lo desea. Es un empoderamiento real del consumidor”, afirmó Rúa Jovet.
El sistema aún enfrentaba retos técnicos y regulatorios, pero la experiencia de Puerto Rico ya ofrecía un caso concreto de cómo la agregación de almacenamiento distribuido podía transformarse en un recurso estructural del sistema eléctrico. El modelo fue visto por SESA como una herramienta replicable en otros mercados, tanto por su capacidad de respuesta como por su esquema de participación ciudadana. “Estamos hablando de seguridad energética y de sostenibilidad. Es una nueva forma de entender cómo se genera, almacena y distribuye la energía en tiempos de cambio climático y eventos extremos”, concluyó Rúa Jovet.
Solis, una de las marcas líderes en inversores solares a nivel mundial, pone a sus clientes en el centro de su estrategia con el lanzamiento de su Encuesta de Experiencia del Cliente – Mitad de Año 2025.
Ya sea que sean propietario de un sistema, instalador o distribuidor, las opiniones podrían influir directamente en el desarrollo de nuevas funciones, mejoras en el servicio y en la manera en que Solis brinda soporte a sus usuarios. Como agradecimiento, veinte participantes serán seleccionados aleatoriamente para recibir una tarjeta de regalo de Amazon con valor de $50 USD.
“En Solis, la innovación comienza con nuestros usuarios”, comentó Jimmy Wang, Presidente de Solis. “Esta encuesta no es un trámite más; es una línea directa con nuestros ingenieros, equipos de producto y expertos en servicio, quienes definen nuestra hoja de ruta.”
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La compañía de transporte de crudo Oleoductos del Valle (Oldelval) confirmó el inicio del proyecto Duplicar Norte, una obra de infraestructura clave para evacuar la producción de petróleo del hub norte de Vaca Muerta desde Neuquén hacia Río Negro. El inicio del proyecto se confirmó tras la firma de contratos entre Oldelval y los cargadores Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén. La inversión estimada de la obra es de US$ 380 millones, según informó Oldelval.
El acuerdo se concretó el viernes 4 de julio y “significó un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, en Río Negro”, resaltaron desde Oldelval en un comunicado.
Obra
El ducto tendrá 24 pulgadas y cubrirá una extensión de 207 kilómetros. El trazado se desarrollará entre la estación de bombeo cabecera Puesto Hernández, en la provincia de Neuquén, y la estación de bombeo de Allen, en Río Negro.
Se prevé además la instalación de una Unidad Automática de Medición en Allen, que permitirá transferencias de 20.000 a 45.000 metros cúbicos diarios (m³/día) entre las estaciones de bombeo de Oldelval y VMOS(Vaca Muerta Oil Sur), el oleoducto de 440 kilómetros que permitirá transportar crudo desde Neuquén hacia Punta Colorada en Río Negro.
Cargadores
“La iniciativa Duplicar Norte avanzará bajo un esquema ´ship or pay´ con cuatro cargadores principales y su ejecución estará alineada con los plazos comprometidos”, destacó Oldelval. La puesta en marcha temprana está prevista para fines de 2026, mientras que la habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027.
“Con Duplicar Norte, los desarrollos del Hub Norte de la cuenca Neuquina tendrán capacidad de transporte disponible para desarrollar todo su potencial. Este nuevo ducto se integrará al sistema troncal y potenciará la capacidad total de evacuación, permitiendo acompañar la evolución de la producción con eficiencia y previsibilidad”, destacaron desde la transportista.
El nuevo ducto se conectará directamente con la estación de bombeo Allen, desde donde nace Duplicar Plus, que se inauguró en abril y permitió ampliar la capacidad de transporte de 225.000 a 540.000 barriles diarios, “integrando así un corredor logístico de alta capacidad desde los yacimientos de la cuenca Neuquina hacia los centros de almacenaje, refinación y exportación” en el Océano Atlántico.
La secretaría de Energía elevó, para los meses de julio y agosto, el techo de consumo base de electricidad que será subsidiado para aquellos usuarios de energía eléctrica que no tengan acceso al servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes, y se encuentren en las regiones, provincias, departamentos y localidades determinadas por la ley 27.637 de Ampliación del Régimen de Zona Fría.
El nuevo consumo base fue fijado del siguiente modo: a) para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 2 (Bajos ingresos), el consumo base se fija en SETECIENTOS (700) kWh/mes; y b) para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 3 (Ingresos medios), el consumo base se fija en QUINIENTOS (500) kWh/mes.
La medida, ya oficializada, fue adoptada a través de la Disposición 2/2025 de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, y notificada a las empresas prestadoras del servicio público de distribución de energía eléctrica, de jurisdicción federal y provincial.
Ello, para que, en la aplicación de los precios estacionales de la electricidad (PEST) definidos por la Resolución 281/2025 de la S.E. se adopten los criterios de la disposición 2/2025, y se asegure su cumplimiento en todas las jurisdicciones del país.
Oleoductos del Valle (Oldelval) anunció formalmente el inicio del proyecto Duplicar Norte tras la firma de contratos con las principales operadoras del Hub Norte de la Cuenca Neuquina: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y, Gas y Petróleo del Neuquén.
El acuerdo se concretó el viernes 4 de julio y es un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la Cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, Río Negro.
Con una inversión estimada de U$S 380 millones, Duplicar Norte permitirá responder a la creciente demanda de transporte generada por la actividad en Vaca Muerta, se destacó en un comunicado.
El proyecto contempla la construcción de un nuevo oleoducto de 207 kilómetros. La obra se desarrollará entre la estación de bombeo cabecera Puesto Hernandez y la estación de bombeo Allen. Se prevé además la instalación de una Unidad Automática de Medición en Allen, que permitirá transferencias de 20.000 a 45.000 m³/día entre las estaciones de bombeo de Oldelval y VMOS.
La iniciativa avanzará bajo un esquema “ship or pay” con cuatro cargadores principales, y su ejecución estará alineada con los plazos comprometidos: la puesta en marcha temprana está prevista para fines de 2026, mientras que la habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027.
“Con Duplicar Norte, los desarrollos del Hub Norte de la Cuenca Neuquina tendrán capacidad de transporte disponible para desarrollar todo su potencial. Este nuevo ducto se integrará al sistema troncal y potenciará la capacidad total de evacuación, permitiendo acompañar la evolución de la producción con eficiencia y previsibilidad”, destacó la compañía.
El nuevo ducto se conectará directamente con la estación de bombeo Allen, desde donde nace Duplicar Plus, integrando así un corredor logístico de alta capacidad desde los yacimientos de la cuenca neuquina hacia los centros de almacenaje, refinación y exportación.
“Duplicar Norte consolidará a Oldelval como operador líder en la infraestructura energética nacional y motor del desarrollo de Vaca Muerta”, se destacó.
“Es indispensable que los tres actores clave: industria, gobierno y sindicatos, trabajemos en encontrar consensos y alineamiento”, dice Bulgheroni. Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group, uno de los players privados y nacionales más importantes del mundo del Oil & Gas, compartió su visión sobre el futuro energético de Argentina. En una columna en Clarín, Bulgheroni aseguró que “lo mejor todavía está por venir”, pero también reclamó estar a la altura de la historia. El mundo no nos espera. Si no avanzamos juntos, no solo perderemos una oportunidad, sino también la posibilidad de transformar estructuralmente nuestra economía”, dijo. La […]
Se trata de los primeros 110 kilómetros del tendido, sobre un total de 437 entre la Cuenca Neuquina y la costa atlántica rionegrina. La rapidez de ejecución sorprendió incluso a los propios impulsores del proyecto. La construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur sigue marcando hitos. Esta semana se completó la soldadura del tramo que une Allen con el río Negro, en la zona del Valle Medio. Se trata de los primeros 110 kilómetros del tendido, en una obra que totalizará 437 entre la Cuenca Neuquina y la costa atlántica rionegrina. Este primer tramo comenzó a soldarse durante el fin de […]
Brindará capacitación financiera a empresarios, profesionales y proveedores locales. Es una entidad británica centenaria. Mientras, se acerca la audiencia pùblica por San Jorge. Los detalles. La London Metal Exchange (LME) llegará a Mendoza en agosto próximo con la intención de sumarse al despegue definitivo de la minería local. Este evento, que se realizará del 6 al 8 de agosto, prevé ofrecer una capacitación presencial inédita para empresarios, profesionales y proveedores de los sectores minero, industrial y financiero. Está claro que para quienes buscan invertir, potenciar sus negocios y entender mejor el mercado global de metales, este evento se presenta como […]
YPF avanza con decisión en la exploración no convencional de Palermo Aike y ya confirmó la perforación de tres nuevos pozos en Santa Cruz. Los trabajos se realizarán en el marco de los permisos de exploración en Campamento Este y La Azucena, dentro de la Cuenca Austral, donde la compañía busca potenciar la producción de hidrocarburos no convencionales. Autoridades del Gobierno de Santa Cruz mantuvieron una reunión técnica con representantes de YPF para revisar el cumplimiento de los compromisos asumidos. En el encuentro se detalló que el primer año del plan exploratorio ya registra un avance del 100% en las […]
Según Moody’s, los márgenes de rentabilidad en el segmento convencional se deterioraron por el encarecimiento en dólares de la operación. Un informe de Moody’s Local Argentina difundido este miércoles 16 de julio advierte que las compañías productoras de hidrocarburos convencionales enfrentan un panorama de rentabilidad más limitado, con márgenes comprometidos frente al aumento sostenido de costos y la caída en el precio internacional del crudo. En 2024, los lifting costs de estas empresas crecieron entre 30% y 40% respecto del año anterior. Entre los rubros más afectados se destacan los costos de transporte, servicios, energía y materiales, así como los […]
El Ente Nacional Regulador del Gas estableció que el porcentaje de gas no contabilizado no podrá superar el 2,5% al final del quinquenio 2025-2030. Por lo tanto, la empresa que supere ese tope deberá pagar la diferencia. Algunas compañías se ubican actualmente en torno al 5%. Las distribuidoras de gas no quedaron conformes con varios aspectos de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que el gobierno publicó el pasado 30 de abril. Uno de los puntos que generó conflicto es el porcentaje de Gas Natural No Contabilizado, la diferencia entre el volumen de gas natural inyectado al sistema de distribución y […]
En un paso clave para su desarrollo, el proyecto minero PSJ Cobre Mendocino ubicado en la Estancia Yalguaraz, en la zona cordillerana del departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, celebrará una Audiencia Pública presencial en el mismo sitio donde se emplaza la iniciativa. La instancia fue anunciada oficialmente por el gobierno provincial y busca abrir el diálogo con la comunidad y evaluar el impacto ambiental y social del emprendimiento. Para quienes no puedan asistir presencialmente, el evento podrá ser seguido de manera virtual desde dos espacios habilitados por el gobierno mendocino dentro del mismo departamento de Las Heras, reforzando […]
Si bien Vaca Muerta mantiene su impulso, el informe de una consultora privada evidencia señales de estancamiento en la inversión, en un contexto de incertidumbre económica y precios internacionales a la baja. A mediados de 2025, el sector de petróleo y gas en el país atraviesa un período con progresos irregulares, afectado tanto por factores internos como externos. Según el director de la consultora Aleph Energy, Daniel Dreizzen, el crecimiento del sector no responde a una línea recta, sino a una dinámica “de zigzags”, condicionada por la coyuntura económica local, la evolución de los precios internacionales y la tensión electoral […]
India proyecta consolidar su posición como socio estratégico de la Argentina a través de inversiones en sectores clave como gas natural licuado, minería y energía nuclear. Así lo expresó el embajador Ajaneesh Kumar, quien adelantó que en el corto plazo habrá anuncios relevantes que fortalecerán la relación bilateral. El diplomático destacó que el país asiático, que se encamina a transformarse en la tercera economía mundial antes de 2030, ve en la Argentina un destino prioritario para expandir su comercio e intercambio tecnológico. El intercambio comercial entre ambas naciones ronda los US$ 5.000 millones anuales y durante los primeros 5 meses […]
Daniel Yergin, VP S&P Global, en esta entrevista en Forbes, señaló el nuevo aumento de la demanda de cobre que surgirá de la IA y los centros de datos, así como del aumento del gasto en defensa, además de la demanda tradicional y de transición energética. Este es el enfoque de la investigación que realizaremos en los próximos meses para nuestro nuevo estudio, “El cobre en la era de la IA”. Abordamos tanto la oferta como la demanda del “metal de la electrificación”, así como las limitaciones que deben superarse. En un estudio publicado en Julio del 2022, investigadores de […]
Representantes de operadoras petroleras del Golfo San Jorge se reunieron con el gobierno de Chubut, diputados y senadores nacionales de la provincia, y acordaron acompañar un pedido del gobernador Ignacio Torres a Nación para la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburos convencionales, medida considerada fundamental para el sostenimiento de la actividad en la provincia y la región.
Asimismo, ratificaron el Acuerdo de Competitividad rubricado en mayo, en el marco del compromiso multisectorial para sostener, defender y proyectar la actividad hidrocarburífera en la provincia.
“El pedido que elevamos a Nación tiene por objetivo exportar más y hacer más próspera a la Argentina, trabajando juntos en un esquema de alivio fiscal para un sector que dio muchísimo y puede seguir dándolo para el progreso y desarrollo del país”, expresó Torres.
Participaron de la reunión, junto al mandatario, el vicegobernador Gustavo Menna; el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; las diputadas nacionales Ana Clara Romero y Eugenia Alianiello; los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, y de Sarmiento, Sebastián Balochi; los senadores nacionales Carlos Linares y Edith Terenzi.
En representación de las operadoras de la Cuenca estuvieron Adolfo Storni, Gabriela Guida y Jorge Buciak (CAPSA/CAPEX); Andrés Ponce (PECOM); Mauricio Orue (Director de Operaciones de YPF); Daniel Felici, Carlos Gastón Malbos, Fausto Caretta, Sergio Faraudo y Tomás Catzman (Pan American Energy); y Daniel Gargiulo y Lorena Montgaillard (Tecpetrol).
Durante el encuentro, que se desarrolló en la Casa del Chubut, los participantes rubricaron una nota al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, solicitando la eliminación de las retenciones aplicadas a los hidrocarburos convencionales, con el fin de garantizar el sostenimiento de uno de los principales sectores económicos de la región.
Las partes ratificaron los puntos expresados en el Acuerdo de Competitividad y Paz Social para el Fortalecimiento de la Actividad Hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo San Jorge, aprobado por la Legislatura en junio, como un compromiso multisectorial para sostener, defender y proyectar la actividad hidrocarburífera en la provincia.
Torres puso en relieve que la medida “permitirá el sostenimiento de la actividad hidrocarburífera en las cuencas maduras del país, principalmente en la Cuenca del Golfo San Jorge, que cuenta con más de 100 años de historia productiva, en un contexto donde la situación macroeconómica y la avanzada madurez de los yacimientos, sumado al alza sostenida de los costos, comprometen la actividad en todos sus niveles”.
“La aplicación de una alícuota del 8 % en concepto de derechos de exportación profundiza todavía más las dificultades que enfrenta el sector”, explicó el gobernador, recordando que “como provincia, impulsamos una batería de medidas de alivio fiscal para sostener la producción convencional, reduciendo regalías en dos yacimientos a partir de un compromiso entre el sector público y el privado”. “Pero, atentos al escenario actual, son medidas insuficientes y es necesario que Nación haga lo propio, retirando los derechos de exportación para que, entre todos, podamos sostener la actividad”, reclamó.
“Recordemos que las empresas operadoras de nuestra Cuenca ratificaron su compromiso de reinvertir en su totalidad los flujos adicionales que se generen como consecuencia de la eliminación de los derechos de exportación, con el objetivo de fortalecer la actividad hidrocarburífera”, remarcó.
“Tiempo atrás, desde Chubut nos comprometimos a bajar cuatro puntos de regalías al no convencional —que representa una tercera parte de los ingresos de la provincia— si Nación se comprometía a reducir cuatro puntos de derechos de exportación al convencional”, recordó Torres. Y concluyó: “Chubut es el mayor exponente de la industria petrolera convencional y una de las principales provincias exportadoras a nivel nacional”.
Guatemala afianza su estrategia de transición energética con la licitación PEG-5, un proceso competitivo que adjudicará 1400 MW priorizando proyectos de energías renovables. El llamado busca fortalecer la matriz eléctrica del país con nuevas plantas solares, eólicas e hidroeléctricas, bajo reglas claras que fomenten la inversión privada y el desarrollo tecnológico.
En diálogo exclusivo con Energía Estratégica, el viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro, remarcó que la convocatoria marca un cambio de paradigma respecto a procesos anteriores. “Se licitan 1.400 MW, y es libre la oferta de energías renovables basadas en el sol, el viento y el agua o combinaciones de estas”, explicó el funcionario.
Uno de los puntos diferenciales del PEG-5 es la exclusión de tecnologías contaminantes. “En esta licitación se excluye generación con alto contenido de emisiones CO₂”, subrayó Castro, resaltando el compromiso del Ministerio de Energía y Minas con un modelo de crecimiento bajo en carbono.
Contratos a largo plazo y señales al mercado
El proceso prevé contratos de suministro a 15 años, lo que brinda previsibilidad y seguridad jurídica a los inversores, de manera que cuenten con un horizonte financiero estable y atractivo para los mercados internacionales.
Desde el gobierno aseguraron que Guatemala ofrece un entorno favorable para el desarrollo de energías limpias, ya que Castro informó que el Administrador del Mercado Mayorista tiene 27 años de liquidar sin falta las transacciones económicas del sector energía, además de una agencia internacional mejoró la calificación crediticia del país a BB+.
La licitación está abierta a toda la industria energética, pero con un marcado perfil de participación privada, aunque no se excluye la participación del generador nacional INDE.
“Si los proyectos renovables se despachan en la base de la curva de carga y se diseñan para seguimiento de la demanda, se esperaría una reducción en la tarifa de ENERGUATE y una tarifa estable en EEGSA”, indicó el viceministro.
El esquema PEG-5 permitirá que los oferentes propongan soluciones flexibles para optimizar la eficiencia operativa, por lo que será decisión del inversionista definir la mejor tecnología para garantizar la eficiencia, siempre priorizando las fuentes limpias, según detalló el funcionario.
La experiencia de licitaciones anteriores ha sido clave para el diseño de esta convocatoria. “La primera lección es haber sido exportador de energía en el Mercado Regional hasta el año 2020 y ser importador a partir del año 2021”, recordó Castro.
“Necesitamos energía abundante, confiable, barata y que el cambio climático le afecte lo mínimo posible”, enfatizó.
Respecto a la infraestructura de transmisión, el viceministro de Energía aseveró que se ajustará a medida que avancen los proyectos: “El PET-3 no tiene empalme con la PEG-5, pero el refuerzo de la red se dimensionará una vez estén definidos los proyectos, eso será en enero de 2026”. Y cabe recordar que, para esa fecha, está prevista la publicación PET-4, un nuevo plan indicativo de transmisión alineado con las adjudicaciones.
Felipe Bayon, que en abril de este año asumió como CEO de Geopark, una de las principales petroleras independientes de América latina, es un viejo conocido de la Argentina. Trabajó durante 21 años en BP, una de las grandes majors de la industria hidrocarburífera, y entre 2005 y 2010 condujo Pan American Energy (PAE), uno de los actores relevantes del sector energético local. Ahora busca volver a pisar fuerte en el país entusiasmado por el potencial de la producción hidrocarburifera no convencional. “Estamos mirando con mucho interés a Argentina, particularmente Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, que es sin duda un yacimiento de clase mundial con el que el país está cambiando la trayectoria no solo de su sector energético sino de su economía”, aseguró en una extensa entrevista conEconoJournal, la primera que concede a un medio periodístico argentino.
Bayon nació en 1965 en Colombia. Es ingeniero mecánico graduado en la Universidad de los Andes. Antes de terminar sus estudios empezó a trabajar en el sector automotor ya que se padre Eduardo era un alto directivo de la ensambladora Colmotores. Al poco tiempo se dio cuenta, sin embargo, de que debía construir su propia historia y terminó desembarcando en la industria petrolera. Comenzó trabajando en Hocol, petrolera colombiana controlada por la multinacional Shell y en 1995 se sumó a BP. En 2001 llegó a ser vicepresidente de operaciones para Colombia y luego asumió responsabilidades regionales, lo que lo llevó a vivir a trabajar a Reino Unido, Estados Unidos e incluso Argentina. Durante aquellos años participó de operaciones en Alaska, Rusia y Medio Oriente.
En 2016 dejó BP para asumir como vicepresidente ejecutivo y gerente general de operaciones de Ecopetrol, la petrolera colombiana bajo control estatal. Durante los siete años en los que estuvo en la compañía, lideró el proceso de internacionalización, mediante su desembarco en Permian, uno de los principales plays no convencionales de EE.UU. Además, impulsó la llegada de Ecopetrol al Presal, el megayacimiento offshore de Brasil, en asociación con Shell. Ahora busca replicar esa experiencia desde Geopark, pero con el foco puesto en Vaca Muerta.
«La flexibilización del régimen cambiario y la convergencia hacia un esquema más previsible para las inversiones son pasos importantes», aseguró Bayon sobre Argentina.
–¿Podría describir cuáles son los ejes y objetivos que guiarán su gestión al frente de la compañía?
–Estamos en un proceso activo de revisión estratégica. No estamos partiendo de cero: GeoPark tiene una trayectoria firme y una operación consolidada, pero debemos repensar cómo y dónde queremos crecer. Eso implica revisar a fondo nuestro portafolio, optimizar nuestras operaciones y explorar nuevas oportunidades de generación de valor. El punto de partida es claro: fortalecer el negocio base. Hoy producimos cerca de 30.000 barriles diarios, principalmente en Colombia, donde hemos construido una operación eficiente, resiliente y con buenos resultados en exploración y producción. Dicho eso, y es algo que he comentado en distintos espacios, debemos retomar la senda del crecimiento. Y eso exige enfocarse, priorizar y tomar decisiones con mirada de futuro. Y, en segundo lugar, queremos crecer de manera inorgánica; no tenemos restricciones geográficas dentro del hemisferio, siempre que se trate de activos con alto potencial y retorno atractivo. En ese marco, puedo decirte que estamos mirando con mucho interés a Argentina, particularmente Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, que es sin duda un yacimiento de clase mundial con el que el país está cambiando la trayectoria no solo de su sector energético sino de su economía. En mi cuarto día como CEO de GeoPark ya estaba en Argentina, reuniéndome con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, para manifestarle nuestro interés en invertir y operar en esa provincia. Como colombiano lo digo con total claridad: desde Colombia vemos con admiración -y un poco de sana envidia- lo que está ocurriendo en Argentina. Neuquén está recibiendo cerca de 10.000 millones de dólares de inversión al año apalancados en un potencial de más de 16.000 millones de barriles de petróleo y más de 300 billones de pies cúbicos de gas. Pero lo más importante es que detrás de esos números hay convicción: de las empresas, de las autoridades en todos los niveles y de la sociedad. Cuando esas condiciones se dan, el desarrollo ocurre. Y ahí es donde GeoPark quiere estar.
–¿Cómo definiría un escenario internacional de la industria de Oil&Gas signado por el retroceso del precio del petróleo por debajo de los 70 dólares?
–No hay duda de que vivimos en tiempos de incertidumbre, con alta volatilidad y múltiples factores geopolíticos y macroeconómicos que afectan la dinámica del mercado energético y generan un entorno de precios más exigente para todos los jugadores. Frente a ese escenario, en GeoPark partimos de una premisa muy clara: no controlamos el precio del Brent, pero sí controlamos cómo operamos. Y eso implica actuar con eficiencia, agilidad y una disciplina de capital rigurosa. Uno de los pilares de esa estrategia es nuestra política activa de coberturas. Hoy tenemos cubierto alrededor del 86% de la producción proyectada para 2025 con precios mínimos garantizados entre US$ 68 y US$ 70 por barril, lo que nos permite proteger nuestro flujo de caja ante escenarios adversos y, al mismo tiempo, capturar parte del alza potencial del mercado. Además, contamos con la flexibilidad para adaptar nuestra inversión sin comprometer la salud financiera ni desviar el rumbo estratégico. Si el entorno de precios se mantiene bajo, tenemos la capacidad de ajustar campañas de perforación, priorizar activos de mayor retorno o reprogramar inversiones, sin sacrificar la generación de valor.
–¿Cómo se posiciona GeoPark, una compañía que explota yacimientos convencionales con cierta madurez, frente a ese escenario internacional que se presenta desafiante en términos de costos operativos?
–Un entorno desafiante, como lo venimos hablando, no solo depende de tener grandes recursos, sino de operar con excelencia, agilidad y disciplina. GeoPark ha desarrollado justamente esa cultura a lo largo de casi dos décadas de experiencia en campos convencionales, principalmente en Colombia, con una capacidad probada para generar valor aún en condiciones retadoras de precio y entorno operativo. A nivel estratégico, priorizamos activos de alto valor y bajo costo, y desinvertimos en aquellos que no se alinean con esa lógica -como hicimos con nuestras operaciones en Chile, Brasil y operaciones menores en Colombia– para mantener un portafolio más eficiente y enfocado. En el plano táctico, trabajamos de forma muy cercana con nuestros proveedores para negociar condiciones más favorables, asegurar disponibilidad de servicios y materiales a precios competitivos, y reducir tiempos de respuesta. Desde el punto de vista operativo, seguimos optimizando procesos, adoptando buenas prácticas y tecnologías con retorno de inversión rápido. Un ejemplo reciente es la incorporación de un equipo de última generación en Colombia, que nos permitió completar seis pozos y un sidetrack con un ahorro del 30% en costos y una reducción del 23% en tiempo frente a la campaña 2024. Esto nos llevó a bajar el costo promedio de perforación de US$ 245 por pie a US$ 171, además de reducir el tiempo de movilización entre pads de 7 días a solo 18 horas. Son mejoras concretas que marcan la diferencia. Esa eficiencia no es un fin en sí mismo. Es una plataforma sobre la cual estamos construyendo el próximo ciclo de crecimiento. Y lo estamos haciendo con foco y con el mismo rigor técnico, financiero y de estándares de seguridad operativa que han caracterizado a GeoPark desde sus orígenes.
–Durante un encuentro con inversores organizado por Adcap, usted señaló que el posicionamiento en Vaca Muerta es uno de los objetivos estratégicos a los que apuntará GeoPark. En este momento, existen algunos procesos en marcha de empresas —Pluspetrol y TotalEnergies, entre otras— que están testeando el interés del mercado en sus activos. ¿Cómo prevé llevar adelante el objetivo de crecer en Vaca Muerta? ¿GeoPark apunta a convertirse en un operador de campos no convencionales o en una primera etapa podría ingresar como empresa no-operadora?
—Vaca Muerta es un eje clave dentro de la estrategia de crecimiento inorgánico de GeoPark. Lo vemos como un recurso de clase mundial, con escala, productividad comprobada, un entorno técnico sólido y -quizás lo más importante- un ecosistema de actores públicos y privados comprometidos con su desarrollo. En ese contexto, estamos analizando distintas opciones para participar en la cuenca, y lo estamos haciendo con seriedad y perspectiva estratégica. Hoy contamos con una caja muy atractiva, US$ 300 millones al cierre del primer trimestre, un equipo con trayectoria probada en no convencionales y la claridad de que queremos ser parte activa del desarrollo de Vaca Muerta. Por eso estamos evaluando activamente los procesos en curso y trabajando para concretar acuerdos que nos permitan regresar a Argentina, el país donde nació la compañía, con un compromiso serio con la excelencia operativa y el respeto por el entorno. Nuestra forma de participar dependerá de que las oportunidades concretas se alineen con nuestra visión y perfil de riesgo. Pero lo que sí está claro es que queremos estar en Vaca Muerta no solo como inversionistas, sino como parte activa del desarrollo, aportando experiencia técnica, disciplina operativa y compromiso con la creación de valor compartido.
–GeoPark había firmado en mayo de 2024 un acuerdo de adquisición del 50% de áreas operadas por Phoenix Global Resources, que finalmente se terminó diluyendo a mediados de este año, en parte por la demora de la autoridad regulatoria de Neuquén en validar el ingreso de la compañía como co-titular de una Concesión no convencional. En términos retrospectivos, ¿qué evaluación realiza de ese proceso? ¿Dejó algún tipo de aprendizaje?
–El proceso que mencionas fue abordado con seriedad y dentro de los marcos acordados, y la contraparte en el negocio ejerció su derecho contractual a retirarse antes de la aprobación regulatoria. Naturalmente fue una situación que no esperábamos, pero que respetamos. Dicho esto, ese desenlace no cambia nuestra visión. Nuestra convicción sobre el potencial de Vaca Muerta y de Argentina como destino de inversión sigue siendo firme. De hecho, desde que asumí como CEO, he tenido reuniones constructivas con actores clave en el país, y seguimos explorando activamente alternativas para concretar nuestro regreso. Estamos comprometidos con reactivar el crecimiento de GeoPark, y Argentina ocupa un lugar prioritario en esa estrategia.
«Desde Colombia vemos con admiración -y un poco de sana envidia- lo que está ocurriendo en Argentina con Vaca Muerta», afirma Bayón.
–Vaca Muerta se posicionó en los últimos años como un play no convencional competitivo a nivel global. Sin embargo, sigue existiendo una brecha importante a la hora de comparar los costos de desarrollo en Neuquén con relación a los costos de algunos shale plays de EE.UU. Esa brecha en parte de acentuó por la apreciación cambiaria en la Argentina. ¿Cuáles son, a su entender, las fortalezas y debilidades que ofrece Vaca Muerta en la actualidad?
–Como dices, Vaca Muerta es un play no convencional competitivo a escala global. No solo por la roca en sí, que es de clase mundial, sino por lo que ha logrado la industria en los últimos años: adaptar y perfeccionar tecnologías que se utilizan en Estados Unidos, perforar con eficiencia creciente y, sobre todo, convertir una promesa en una realidad concreta. Hoy, la producción es alrededor de 450 mil barriles por día de petróleo y cerca de 70 millones de metros cúbicos por día de gas. Eso ha permitido que el país tenga control de su balanza energética y asegure un superávit energético. Ahora bien, hay brechas, y hay que reconocerlas. En eficiencia, por ejemplo, todavía hay una diferencia frente a plays como el Permian en Estados Unidos, en donde los tiempos de perforación pueden ser hasta cinco veces más rápidos y donde la infraestructura ya está montada. En Neuquén, en cambio, la producción ha ido más rápido que los ductos, que las plantas de tratamiento, que las terminales de exportación. Esa es hoy una de las limitantes clave. Aún con esas condiciones, los pozos más recientes en Vaca Muerta ya están superando en un 33% la producción acumulada de sus pares en el Permian. Es decir, hay un diferencial de productividad muy claro. Y eso, sumado al hecho de que menos del 20% de la ventana de petróleo ha sido desarrollada, configura una oportunidad temprana con un potencial de expansión enorme. Hay otro punto que no se puede pasar por alto: el tamaño del acreage. Los bloques en Vaca Muerta son mucho más extensos que en Estados Unidos, lo que permite pensar en escalabilidad y eficiencia. Esa carrera por su desarrollo y esa proyección de alcanzar e inclusive superar el millón de barriles por día en 2030, va a depender de cuán rápido se pueda avanzar con las inversiones en midstream, de asegurar las condiciones para que el capital fluya, y de seguir haciendo las cosas bien con coordinación entre industria, autoridades y comunidades para asegurar resultados sostenibles. Soy optimista, porque vi el desarrollo en Estados Unidos -el otro lugar del hemisferio donde se están haciendo las cosas bien- y porque veo en Argentina no solo el recurso, sino la decisión de convertirlo en motor de crecimiento.
–Usted es un conocedor en la Argentina, ya que vivió en el país en los ‘2000 y lideró el desarrollo de grandes compañías en el mercado energético local. ¿Cómo evalúa la realidad argentina en términos de oportunidad de negocios? ¿El contexto económico, que a priori parece más establece a partir de la flexibilización de los controles cambiarios y la reducción de la inflación, es lo suficientemente robusto para incentivar la inversión?
–Argentina siempre ha sido un país con un potencial energético enorme y, particularmente en Vaca Muerta, que es uno de los principales activos no convencionales del mundo. Viví allá, trabajé allá y pude conocer de cerca a su gente, su industria y algo posiblemente más importante: la resiliencia y la capacidad técnica, que son tan valiosos como el subsuelo. Hoy estamos viendo señales que nos permiten cierto optimismo. La flexibilización del régimen cambiario y la convergencia hacia un esquema más previsible para las inversiones son pasos importantes. Todavía hay desafíos, sin duda, pero también una voluntad política más clara de integrar a Argentina al mundo, de honrar reglas de mercado y de consolidar un marco institucional que brinde previsibilidad y permita al final del día seguir creando valor desde este yacimiento de clase mundial. Desde GeoPark vemos que la oportunidad sigue ahí, intacta. Y en muchos sentidos, se está renovando. Vemos a la Argentina ya no como una promesa, sino como una posibilidad concreta de crecimiento rentable y sostenible. Lo importante, como siempre, será tener claridad de reglas, entender los riesgos, y avanzar con rigor técnico y con visión de largo plazo.
La licitación de sistemas de almacenamiento AlmaGBA de Argentina recibió 27 ofertas que totalizan 1346,9 MW de capacidad BESS, poco menos del triple del doble de potencia disponible a adjudicar (500 MW) en las redes de Edenor y Edesur.
Durante la apertura de sobres A (ofertas técnicas y administrativas) se reveló que 15 empresas competirán en la histórica primera convocatoria pública para sistemas BESS stand-alone del país: BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar.
Las propuestas serán analizadas por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) hasta el 12 de agosto; una semana después, se realizará la apertura de sobres B (ofertas económicas) y la adjudicación será el viernes 29 de dicho mes.
Si bien el proceso aún no está definido, los sectores públicos y privados quedaron sorprendidos positivamente por la cantidad de empresas, proyectos y potencia presentada, considerando que el promedio de capacidad por central oscila en 50 MW.
Bajo ese contexto, Energía Estratégica trae un resumen de diversos aspectos relevantes de las ofertas técnicas que se dieron a conocer en la apertura de sobres A, realizada el pasado martes 15 de julio en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA)
Interés por las distribuidoras
Más de la mitad de las centrales BESS y dos tercios de la capacidad compite para instalarse en las redes de Edenor. Puntualmente lo harán 17 sistemas de baterías que suman una potencia mínima de 770 MW y hasta 900 MW (promedio de 52,9 MW por proyectos).
Mientras que para las redes de Edesur (contempla una parte de CABA y el sur del Área Metropolitana de Buenos Aires) hay 10 emprendimientos que solicitaron entre 412,5 MW y 446,9 MW (promedio de 44,69 MW).
Un dato curioso es que cada una de las distribuidoras que serán off-takers tuvo un nodo con mayor interés que el resto, con 4 propuestas en ambos casos.
Por el lado de Edenor fue para el nodo N° 1600, correspondiente a la estación transformadora de las cercanías del Parque Industrial Pilar, del corredor Rodríguez – Talar; en tanto por la parte de Edesur fue en el nodo N° 2150, la ET Almirante Brown, a pocos metros del Parque Industrial Burzaco.
Empresas
La licitación pública lanzada a mediados de febrero del corriente año atrajo más de 1000 millones de dólares de inversiones por parte del sector privado con vasta experiencia en el mercado energético del país – varias de ellas con alta participación renovable -.
Tal es así que las compañías que presentaron el mayor número de proyectos fueron las siguientes: Genneia (4 centrales por 170 MW), Sullair Argentina (4 BESS – 144 MW), Rowing (4 sistemas – 103 MW), MSU Green Energy (3 proyectos – 330 MW, siendo la firma con mayor potencia ofertada), Coral Energía (2 propuestas – 100 MW) y Central Puerto (2 plantas BESS – 205 MW).
Mientras que el resto de las empresas mencionadas anteriormente hicieron lo propio con un proyecto por firma, aunque cabe aclarar que Everyray LATAM y Alupar se unieron para una sola oferta, siendo las únicas dos compañías internacionales que seguirán en la carrera de la convocatoria AlmaGBA.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia (CREG) ha confirmado la realización de la Subasta de Expansión de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para cubrir la demanda proyectada entre 2029 y 2030. Este proceso busca incorporar nueva capacidad de generación que garantice la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano, con contratos de largo plazo y mecanismos de incentivos a proyectos de entrada temprana y baja emisión de carbono.
Tras la primera etapa de consulta pública, que cerró el 10 de abril, la CREG concluyó que existe un déficit significativo de energía firme en el horizonte 2029–2030, y decidió priorizar esta convocatoria frente a otras subastas previstas para periodos anteriores. La próxima publicación de los términos definitivos abrirá la etapa de inscripción y presentación de propuestas, con adjudicación proyectada para finales de 2025 o inicios de 2026.
Desafíos clave de la licitación
Los criterios de adjudicación contemplan:
La capacidad técnica demostrada y la Energía Firme de las plantas ofertadas.
La disponibilidad de los proyectos dentro del plazo previsto.
La competitividad económica del precio ofertado.
La viabilidad financiera y los cronogramas de construcción.
El aprovechamiento de incentivos por entrada anticipada y reconversión tecnológica a fuentes bajas en carbono.
Estos factores obligan a los participantes a preparar propuestas basadas en modelos de simulación exhaustivos y documentación que respalde la factibilidad técnica y financiera de sus proyectos.
energyPRO: simulación avanzada al servicio de la competitividad
Para responder a estas exigencias, EMD International A/S pone a disposición de los desarrolladores su solución energyPRO, una plataforma de clase mundial que permite:
Dimensionar la capacidad óptima de cada proyecto, simulando distintos escenarios de potencia, disponibilidad, degradación y costos de operación.
Evaluar la rentabilidad mediante proyecciones financieras detalladas de CAPEX, OPEX, cronogramas de inversión y precios ofertados.
Calcular beneficios potenciales asociados a los incentivos esquematizados, optimizando los márgenes de la oferta económica.
“La Subasta de Expansión OEF es una oportunidad estratégica para empresas que buscan posicionarse en el mercado eléctrico colombiano. energyPRO permite a los oferentes construir propuestas más robustas, competitivas y confiables, basadas en simulaciones de alto nivel que aportan transparencia y seguridad tanto a desarrolladores como a financiadores”, señaló Mathias Thamhain, representante de EMD para Latinoamérica.
Es decir que la plataforma de modelado técnico y financiero permite a los desarrolladores optimizar proyectos, dimensionar inversiones y cumplir con los criterios exigidos por la CREG y la UPME en la próxima convocatoria.
Soporte especializado para desarrolladores
EMD International ofrece:
Licencias flexibles adaptadas al ciclo completo de desarrollo.
Capacitación técnica personalizada en Colombia y Latinoamérica.
Asesoría experta para construir modelos de evaluación listos para presentación ante las autoridades.
Las empresas interesadas pueden solicitar una demostración gratuita de energyPRO y conocer experiencias de éxito en mercados internacionales de generación y transición energética.
El lunes 14 de julio la Secretaría de Energía publicó el precio de comercialización del biodiésel destinado a la mezcla obligatoria con el diesel de hidrocarburos y lo estableció en $ 1.302.411 por tonelada cuando el mismo debió ser de $ 1.349.000.
De este modo la industria pyme elaboradora de biodiésel destinado al mercado interno ha sido nuevamente castigada de manera arbitraria, injusta e ilegal por parte de la Secretaría de Energía, que por duodécimo mes consecutivo ha fijado precios de comercialización por debajo de los costos de producción, violando la Ley 27.640 de Biocombustibles y la Resolución 963/2023, que establece mecanismos objetivos y transparentes para la fijación del precio.
Federico Martelli, Director Ejecutivo de CEPREB.
La Secretaría de Energía, como organismo regulador de la producción, distribución y comercialización de combustibles líquidos en Argentina, tiene la obligación, según la Ley 27.640, de fijar un precio de comercialización del biodiésel elaborado por pymes de Buenos Aires, Santa Fe, La Pampa, Entre Ríos y San Luis.
Según el artículo 14 de la Ley 27.640: “Las metodologías de cálculo de los precios de los biocombustibles para el abastecimiento de las mezclas obligatorias con combustibles fósiles que establezca la autoridad de aplicación deberán garantizar una rentabilidad determinada por la misma, considerando los costos de su elaboración, transporte y el precio para producto puesto en su planta de producción”
El biodiésel, producido a partir de la transformación del aceite de soja, es adquirido por las compañías refinadoras y mezclado en una proporción del 7,5% con el diésel proveniente de la destilación de hidrocarburos. Este porcentaje de mezcla, fijado por ley, permite reducir la cantidad de diésel importado, disminuye las emisiones de gases de efecto invernadero, agrega valor a la cadena de la soja, y genera empleo y desarrollo regional.
La Resolución 963/2023 estableció un mecanismo objetivo para la determinación del precio de comercialización con el fin de evitar que este sea fijado arbitrariamente por el funcionario de turno; quien antes podía establecer un precio excesivamente alto para beneficiar al sector, o absurdamente bajo para perjudicarlo. Naturalmente, la implementación de una fórmula objetiva y la eliminación de la discrecionalidad fueron muy bien recibidas por la industria, que —como todas— necesita previsibilidad para funcionar.
Con el cambio de gobierno y la llegada de Javier Milei a la Presidencia, Luis Caputo al Ministerio de Economía y Eduardo Rodríguez Chirillo a la Secretaría de Energía, el Poder Ejecutivo respetó la fórmula hasta julio de 2024. Sin embargo, desde el nombramiento de María Tettamanti como nueva secretaria, y con Daniel Gonzalezcomo secretario coordinador de Energía y Minería, se volvió a fijar precios de manera arbitraria, sin método ni justificación, y siempre por debajo de los costos de producción.
Quiero detenerme en este punto porque considero importante que los lectores comprendan claramente cómo funciona la fórmula de fijación de precios, elaborada por profesionales de trayectoria en la Secretaría. En ella se incorporan el costo del aceite de soja (que representa el 80 % del total), el metanol (comercializado principalmente por YPF), el costo laboral (medido por el Índice de Salarios del Sector Privado del INDEC) y el resto de los costos, principalmente la energía (según el Índice de Precios Mayoristas del INDEC). A este cálculo se le suma un 3 % de rentabilidad, lo que determina el precio de comercialización.
No obstante, pese a la transparencia de este mecanismo, la Secretaría continúa manipulando arbitrariamente los precios, poniendo en riesgo a todo el complejo pyme productor de biodiésel. Alguien desprevenido podría pensar que esta represión de precios busca contener los valores en los surtidores, pero en realidad, mientras se mantiene pisado el precio del biodiésel, se liberó el del diésel.
Así, las petroleras llevaron el precio del diésel en los surtidores a paridad de importación —o incluso superior—, a pesar de que YPF reconoce que el costo de extracción en Vaca Muerta es la mitad del valor internacional del crudo. Al mismo tiempo, pagaron por el biodiésel un precio inferior al que marca la Ley. Por este motivo, entre julio de 2024 y abril de 2025, la industria debió otorgar una «subvención» forzosa a las petroleras por un total estimado de 67,9 millones de dólares, suma correspondiente a los ingresos que los productores dejaron de percibir.
Entre diciembre de 2023 y marzo de 2025, si se hubiera aplicado correctamente la fórmula del artículo 3° de la Resolución 963/2023, el precio del biodiésel habría registrado un incremento del 75 %. Sin embargo, invocando el artículo 5° de dicha resolución, la Secretaría optó por ignorar la fórmula, autorizando aumentos muy superiores para el gasoil fósil de producción nacional en el mismo período.
De hecho, el gasoil fósil utilizado para el Gas Oil Grado 2 aumentó un 87%, y el destinado al Gas Oil Grado 3, un 81%. Para el biodiésel, en cambio, sólo se autorizó un incremento del 61%.
Esta disparidad representa una grosera violación de la garantía constitucional de igualdad, ya que, ante circunstancias idénticas —la necesidad de evitar aumentos en el precio final del gasoil al consumidor—, la Secretaría permitió subas mucho mayores en el gasoil fósil en desmedro del biodiésel, cuya incidencia en el precio final es ínfima.
Pese a los reiterados pedidos formales de cumplimiento de la ley, las explicaciones técnicas brindadas a la Secretaría de Energía y las advertencias sobre las graves consecuencias para el sector, no hemos recibido aún una explicación lógica. Es paradójico que un gobierno que supuestamente viene a respetar la seguridad jurídica, sea el primero en violarla fijando precios de manera arbitraria, sin criterio objetivo y a sola firma de los funcionarios de turno.
*Director Ejecutivo de la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustible (CEPREB).
La industria de las energías renovables en Perú vive un momento de auge, impulsado por un régimen de promoción y cambios normativos que resulta especialmente atractivo para el capital privado. Así lo aseguraPedro Antonio Morales, abogado especializado en energía y desarrollo de proyectos energéticos,asociado senior de Miranda & Amado, quien a su vez advierte que ese incentivo ha generado un crecimiento acelerado no planificado que comienza a tensionar al sistema.
Actualmente, hay 45 proyectos renovables con estudios pre-operativos aprobados con una capacidad promedio de 180 MW cada uno, que suman 10.000 MW de posible nueva oferta. 620 MW ya cuenta con concesión otorgada, mientras que la demanda actual del país alcanza los 7.000 MW aproximadamente. Estas cifras preocupan al operador del sistema, ya que, según el plan de transmisión del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), hacia 2033 se prevén congestiones en la red eléctrica incluso bajo condiciones normales de operación.
Y apunta a que esta situación derivará inevitablemente en escenarios de vertimiento energético RER. “Si el inversionista proyecta ingresos, flujos financieros, sustentado en la inyección del 100% de la producción, estos flujos se verán afectados si el proyecto se conecta en un punto en donde existe congestión en la red para exportar la energía, estando obligado por decisiones operativas a no poder inyectar ese 100% que su modelo económico requiere”, analiza.
En ese sentido, el abogado advierte que si no se planifica correctamente e implementan ajustes técnicos y regulatorios urgentes, el sistema podría enfrentar situaciones críticas que perjudican a todos los agentes (tanto a los generadores como a los clientes).
“Hoy en día pienso que podría ser riesgoso para el sistema la inclusión de un número importante de generación RER sin una planificación y adecuación de la red. Ese régimen de promoción tan bueno está haciendo que haya muchas renovables sin una planificación adecuada, lo que al final puede poner en default al sistema”, sostiene.
El especialista destaca que, desde la perspectiva de un inversor, Perú es un destino altamente competitivo para el desarrollo de energías renovables debido a su régimen de promoción y a sus recursos. La normativa vigente garantiza a las tecnologías limpias un lugar prioritario en el despacho de energía, al considerar su costo variable como “0”.
Además, las subastas RER permitieron a los generadores cerrar PPA con el estado peruano con ingresos asegurados, lo que fomentó la bancabilidad de los proyectos. Según Morales, hoy los contratos se cierran en el mercado libre a precios que oscilan entre 40 y 45 dólares por megawatt-hora. “Las RER ya compiten con térmicas e hidroeléctricas y no dependen tanto de este régimen de subastas”, señala.
A inicios de este año, se publicó un cambio normativo clave que refuerza la flexibilidad comercial de las renovables. Se modificó la Ley 28832, lo que permitió separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme. Antes, los proyectos renovables sólo podían vender la energía firme asociada a la potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes.
Hoy, eso ya no es así. “Ahora ya se puede comercializar potencia y energía de manera disgregada, disociada, de manera independiente, y eso ayuda mucho a la generación renovable”, explica Morales. Este cambio normativo resulta especialmente relevante para tecnologías como la solar, que si bien no cuentan con potencia firme en el horario de máxima demanda (de 18 a 23 horas), sí tienen energía firme que pueden comercializar en bloques horarios.
Sin embargo, mientras el mercado ofrece oportunidades, la infraestructura eléctrica y la demanda crecen a un ritmo más lento. Morales advierte que la expansión actual responde más a señales del mercado que a políticas activas del Estado.
El sector minero, principal consumidor de energía en Perú, no tiene hoy exigencias regulatorias que le obliguen a incorporar un porcentaje mínimo de renovables en su matriz de abastecimiento. Las decisiones de contratar energía verde dependen exclusivamente de estrategias corporativas vinculadas a la sostenibilidad y la transición energética.
“En el Perú hay libertad de contratación para las empresas y libertad en la forma cómo deben llevar sus actividades comerciales, no se puede imponer a los privados el uso de un tipo de tecnología para el suministro eléctrico a sus operaciones”, aclara Morales.
Frente a este escenario, surge el debate sobre herramientas complementarias para mitigar los riesgos de inestabilidad en el sistema. El almacenamiento energético es una de las alternativas más discutidas, aunque su adopción aún es limitada debido a los altos costos. Algunas centrales térmicas ya han comenzado a incorporar baterías, pero no existe una regulación que lo exija de manera generalizada.
Otros aspectos vinculados a la gestión moderna de la red, como los smart grids o el peak shaving, también forman parte de la discusión técnica en el sector eléctrico peruano, aunque todavía no han sido formalmente incorporados al marco regulatorio.
En ese marco, el Congreso discute la posibilidad de elevar la participación obligatoria de renovables en la matriz energética del 5% al 20%.“Hoy en día no se podría implementar”, advierte el abogado de Miranda y Asociados, quien insiste en que la expansión renovable debe estar acompañada de una planificación adecuada para evitar riesgos operativos.
El próximo paso regulatorio, según Morales, debería ser la adecuación del sistema a la inyección renovable. Esto implicaría, entre otros aspectos, que el operador del sistema tenga las facultades para establecer criterios o requisitos técnicos idóneos para los nuevos proyectos, adaptados a la coyuntura actual de la red. “Esto no debe interpretarse como una traba, sino como una necesidad para asegurar la seguridad operativa y proteger la inversión de los propios desarrolladores y de sus clientes”, concluye.
La empresa italiana ENI ha anunciado un acuerdo por 20 años de duración con la estadounidense Venture Global para la provisión de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL).
Las entregas comenzarán a finales de la década desde la Fase 1 del proyecto CP2 LNG.
La planta de Venture Global, ubicada en Luisiana, EEUU, está actualmente en construcción y podrá producir hasta 28 millones de toneladas anuales de gas cuando esté terminada.
Se trata del primer acuerdo de suministro de GNL a largo plazo de Eni desde EEUU, y marca un paso clave en la estrategia de la empresa italiana de expandir y diversificar su presencia global en el mercado del GNL.
Con el objetivo de promover una mirada federal sobre los desafíos y oportunidades del sector energético argentino, la Comisión Directiva del Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME) eligió a Mendoza como sede de su reunión de directorio.
La apertura del encuentro, celebrado en las oficinas de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), estuvo a cargo de la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien destacó el valor de descentralizar la agenda energética nacional.
“Esta visita reafirma la necesidad de una mirada federal para dimensionar la realidad energética del país. Emesa es el brazo ejecutor de la política energética mendocina, y contar con una empresa sólida, con proyectos innovadores y con equilibrio económico, nos permite avanzar de forma estratégica en una transición energética real y sostenible”, afirmó.
Participaron en esta reunión Ignacio Millán, presidente del CACME y representante de YPF; Graciela Misa, secretaria, de EDET; Gustavo Rodríguez y Jorge Vugdelija, miembros de la Comisión Revisora de Cuentas; Federico Mancuso, gerente de Asuntos Públicos Downstream de YPF; Juan José Mitjans, director ejecutivo del CACME; y los representantes mendocinos: Mauricio Pinti Clop, gerente general de Emesa y vocal titular del CACME, y Gerardo Rabinovich, presidente de Emesa y vocal suplente del CACME.
Como parte de la jornada, el director de Emesa y exsecretario de Energía de la Nación Daniel Montamat brindó la conferencia “Las tendencias relevantes del futuro energético”. Se trató de una mirada estratégica sobre la matriz energética nacional, la transición a fuentes limpias y la importancia de las inversiones en infraestructura para permitir la exportación de energía.
Luego se desarrolló la reunión de la Comisión Directiva, con un temario centrado en las novedades del Consejo Mundial de la Energía (WEC), las actualizaciones del Programa de Líderes del Futuro Energético (PFLE) y la situación de los socios del comité.
“Es un orgullo que el CACME sesione en Mendoza por primera vez”, afirmó Pinti Clop. “Esta visita permite visibilizar el trabajo técnico y los proyectos sostenibles que impulsamos desde Emesa y fortalece el diálogo estratégico entre los principales actores del sector”.
El rol de la infraestructura en la transición energética
Durante el encuentro, la ministra Latorre remarcó uno de los principales desafíos de la región: la necesidad de contar con infraestructura de transporte energético para viabilizar la generación y comercialización internacional de energía.
“El gran cuello de botella en América Latina y también en Argentina es la falta de infraestructura para evacuar la energía generada. Podemos tener grandes recursos, pero si no contamos con líneas de transporte y sistemas integrados, difícilmente podamos aprovecharlos. Mendoza trabaja fuertemente para cambiar eso”, señaló.
Un ejemplo de esto es la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, que Mendoza puso en funcionamiento en 2024 para dar previsibilidad al sistema en todo Cuyo. Se trata de un tendido de 22 kilómetros de doble terna de 220 KV que aporta estabilidad a la red y permite que se puedan ejecutar grandes inversiones en energías limpias, como la solar, con líneas de transporte confiables.
Latorre también se refirió a las próximas licitaciones de concesiones hidroeléctricas en Mendoza y a la importancia de seguir promoviendo inversiones privadas en energías renovables, particularmente en solar fotovoltaica, como parte del cambio estructural en la matriz energética provincial.
Una mirada internacional desde el CACME
Por su parte, Ignacio Millán, presidente del CACME, valoró el potencial energético de la provincia y su diversidad de fuentes: “Mendoza representa un modelo muy interesante desde el punto de vista energético, con generación térmica, renovable, refinería y campos maduros. Su aporte a la matriz nacional es clave. Desde el CACME, nos entusiasma proyectar esa visión a escala internacional”.
Millán también confirmó la participación del Comité en Energy Week Panamá 2025 y anticipó la necesidad de una fuerte representación argentina en el próximo Congreso Mundial de la Energía, que se celebrará en Río de Janeiro en 2026.
Una alianza entre CONUAR y la Universidad Nacional de Hurlingham (UNAHUR) promete avanzar en la utilización de la manufactura aditiva en la industria nuclear argentina. La empresa fabricante de componentes y elementos combustibles nucleares está explorando la utilización de técnicas de impresión 3D en la fabricación de piezas para centrales nucleares.
Para esto contará con el apoyo de la UNAHUR, que gracias a la adquisición de una potente máquina impresora está apostando por una tecnología de manufactura aditiva metálica poco explotada en el país y que despertó el interés de CONUAR e incluso entre proveedores de la industria petrolera, según indicaron desde la universidad en un diálogo con EconoJournal.
CONUAR y la UNAHUR firmaron en junio un convenio marco para llevar adelante un proyecto de investigación aplicada en impresión 3D. La empresa subrayó que la iniciativa “representa un hito en la transferencia tecnológica entre el ámbito académico y el sector industrial, y se orienta al desarrollo y validación de aplicaciones avanzadas para componentes críticos del sector nuclear”.
En concreto, el proyecto permitirá a las partes consolidar su conocimiento y dominio de la manufactura aditiva metálica mediante la tecnología de deposición metálica por laser (LMD por sus siglas en inglés).
Para esto, el Laboratorio de Investigación Aplicada para el Trabajo y la Producción (LIAPT) de la UNAHUR cuenta con un moderno equipo Meltio Engine de impresión por LMD, que requirió de una inversión pública de cientos de miles de dólares.
Apuesta por la LMD
El universo de la manufactura aditiva está compuesto de distintas vertientes tecnológicas. Una es la fusión selectiva por láser o SLM, uno de los métodos más difundidos en el país y el mundo. En contraste, el recorrido de las instituciones públicas y privadas argentinas en LMD es más reciente. En ese sentido, la UNAHUR busca colocarse a la vanguardia de las instituciones públicas con capacidades de brindar servicios de impresión en LMD al sector privado.
“Como universidad nueva sabíamos que teníamos un poco que empezar a competir y hacer un recorrido de confiabilidad. Esta compra es estratégica porque nos posicionó a la vanguardia, es una tecnología que otras instituciones no tienen desarrollada con esta capacidad de impresión y de acceso público para desarrollo e investigación”, explicó Mercedes Durán, doctoranda de FIUBA-CONICET y coordinadora del área experimental de la Instalación Experimental de Tecnologías de la Fabricación del LIAPT.
La incorporación del equipo Meltio Engine tiene origen en una convocatoria de 2023 del programa federal Equipar Ciencia del ex Ministerio de Ciencia y Tecnología. Cada institución podía solicitar fondos con un tope máximo de un millón de dólares por equipo. La UNAHUR aplicó al programa para financiar la compra de un equipo Meltio Engine, que requirió un desembolso de aproximadamente 400.000 dólares.
La máquina en cuestión es un cabezal robótico Hyundai compuesto de seis láseres de fibra óptica de 200 W de potencia cada uno. El equipo cuenta con un séptimo eje de impresión que le confiere una gran rango de movimiento y flexibilidad para imprimir piezas de hasta 500 kg.
El insumo de impresión en la LMD son bobinas de alambres de distintos materiales. “La SLM es muy buena pero tiene limitaciones con la materia prima. Con la LMD no hay, podemos comprar bobinas de alambre de soldadura del material que queramos. Algunos materiales como cobre no podemos imprimir, pero aleaciones de aluminio podemos todas. Incluso podemos imprimir con doble alambre”, añadió.
El equipo Meltio está operativo desde mediados del 2024, aunque su operación requiere de una curva de aprendizaje que se está cumpliendo. “Actualmente estamos haciendo impresiones con acero a 800 W. Aluminio todavía no probamos, pero en breve vamos a empezar con inconel, que es para uso aeroespacial y nuclear”, contó Durán sobre los pasos a seguir.
Sucede que la impresión de componentes complejos conlleva el desarrollo de estrategias de impresión. “Imprimir no es tan fácil, tenemos un software que viene con el equipo, hay varias estrategias que hacen la diferencia. Por ejemplo, cuando se pone el modelado 3D en el software se puede jugar con el sentido de la impresión y variar las propiedades mecánicas de la pieza”, explicó.
Manufactura aditiva en el sector nuclear
La industria nuclear es uno de los sectores industriales que más activamente está incorporando la manufactura aditiva en la fabricación de componentes. Gigantes de la industria como Westinghouse o Rosatom ya están probando en centrales nucleares componentes fabricados con métodos aditivos. En la Argentina, CONUAR esta por incorporar un equipo SLM para incursionar en las tecnologías de fabricación aditiva.
La coordinadora del LIAPT observó cuáles son las ventajas de la manufactura aditiva. “Ninguna tecnología aditiva viene a reemplazar la sustrativa, que sería el otro método, sino que son complementarias. Hay piezas que será más convenientes hacerlas con la aditiva y otras con los métodos tradicionales. La manufactura aditiva, independientemente del proceso utilizado, es para hacer piezas complejas, de baja escala y gastando el menor material posible. Por ejemplo, hay componentes hechos de materiales muy caros porque son específicos para el área nuclear, entonces tal vez el desperdicio de viruta es un montón. Pero con la LMD podes llegar a la forma deseada y gastando menos”, evaluó.
Como la impresión 3D no se inventó pensando en la industria nuclear, las técnicas de fabricación se están adaptando a las necesidades del sector. Mientras que las organizaciones industriales de normalización están elaborando normas para la impresión 3D en otras industrias, todavía se está trabajando en las del sector nuclear.
En ese sentido, el Organismo Internacional de la Energía Atómica lanzó en 2022 la Iniciativa de Armonización y Normalización Nuclear (NHSI), centrada en facilitar el despliegue de reactores nucleares avanzados y pequeños reactores modulares (SMR). La NHSI busca armonizar los enfoques regulatorios y desarrollar enfoques industriales más estandarizados, incluyendo enfoques comunes para los códigos nucleares y normas aplicables a la manufactura aditiva de SMR.
Pero la nuclear no es la única industria interesada en los servicios que instituciones como la UNAHUR pueden brindar en materia de manufactura aditiva. “Tenemos el interés de VENG y CONUAR. También tenemos muchas consultas del oil and gas, para la fabricación de bridas o recarges y reparacion de piezas. A todos les interesa la tecnología y tenemos mucho acompañamiento de las empresas en esta curva de aprendizaje que estamos haciendo”, concluyó Durán.
La Sección de Autoconsumo de APPA Renovables ha reelegido a Jon Macías, Director Comercial y de Marketing de Edison Next Spain, para un segundo mandato de cuatro años al frente de APPA Autoconsumo.
Durante su primer mandato, el sector ha sido testigo de la máxima etapa de desarrollo de esta tecnología, con más de 6 GW de Autoconsumo instalados en los últimos cuatro años. El reto futuro será el impulso del autoconsumo colectivo, la integración del almacenamiento y responder a la necesidad de las industrias de conseguir mayor resiliencia gracias a estas instalaciones.
Un sector que debe reactivarse para alcanzar las metas
En 2024, por primera vez se redujo la instalación de potencia anual hasta situarse por debajo del ritmo necesario para alcanzar las metas de 19 GW para 2030. Según la última edición del Informe Anual del Autoconsumo Fotovoltaico (enlace), los 1.431 MW instalados en 2024 no servirían para alcanzar las metas.
“Contamos con un sector comprometido y experto, que ha demostrado que podemos mantener un ritmo instalador superior a los 2 GW anuales, sin embargo, debemos hacer un esfuerzo por trasmitir a la sociedad los ahorros que supone la combinación de Autoconsumo y electrificación”, ha explicado Jon Macías.
Macías, que ha sido elegido Presidente por un segundo y último mandato hasta 2029, liderará la Sección de Autoconsumo hasta casi la finalización del PNIEC: “No se trata de si alcanzamos esos 19 GW en 2030 o en 2032, si no de que el sector se consolide en nuestro país como una vía para que los hogares se beneficien de los ahorros y las industrias sean más competitivas. El Autoconsumo en España, con las horas de sol que tenemos, es una autopista hacia la competitividad empresarial”, aclaró el presidente de APPA Autoconsumo.
El almacenamiento, un nuevo impulso para el Autoconsumo
“Lo que estamos viendo desde el sector, y nos transmiten las más de 100 empresas asociadas a APPA Autoconsumo, es que el interés por el autoconsumo con almacenamiento, se ha reactivado. Las empresas quieren dotarse de mayor resiliencia ante posibles fallos en la red”, ha compartido Macías.
Tras el cero energético del 28 de abril, muchas industrias han decidido reforzar su independencia energética. “Cuando una industria instala Autoconsumo y almacenamiento, al año está pidiendo aumentar su inversión porque ve que se rentabiliza. Con los cálculos del año pasado, que el mercado estaba más barato, un Autoconsumo residencial se pagaba con los ahorros en ocho años y uno industrial en menos de siete. Con los precios de este año, el retorno de la inversión se consigue en un tiempo aún menor. Esto lo tenemos que explicar a la sociedad y hacer posible la financiación y el acceso a estas soluciones”, ha concluido Jon Macías.
Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) fue adjudicada para la provisión de válvulas automatizadas de hasta 42″ de diámetro para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas que tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un país exportador de crudo a nivel global.
“La adjudicación en el proyecto VMOS refuerza nuestra posición en el sector energético, reflejando la solidez de nuestras capacidades, competencias y recursos organizacionales puestos a disposición del desarrollo de nuestra Argentina”, expresaron desde la empresa.
Abastecimiento
“Este logro es el resultado del esfuerzo diario de nuestro equipo y reafirma nuestra misión de acompañar a la industria en su camino hacia el crecimiento sostenible. Agradecemos la confianza depositada y renovamos nuestro compromiso de seguir aportando valor a través de soluciones confiables y de alta calidad”, destacaron desde la firma.
La adjudicación en el proyecto VMOS para Valbol no solo refuerza la posición de la compañía en el sector energético, sino que también refleja la solidez del trabajo colaborativo y avance tecnológico, remarcaron.
“Este importante logro no habría sido posible sin la sinergia y el compromiso de todas nuestras áreas: Comercial, Compras, Ingeniería y Planta. Cada equipo, desde su rol, aportó su experiencia, esfuerzo y visión para alcanzar este hito que hoy celebramos con orgullo”, concluyeron desde la empresa.
La generación eléctrica en América Latina y el Caribe alcanzó en marzo de 2025 los 165 TWh, el volumen más alto registrado en los últimos 12 meses, según el último Reporte de Generación Eléctrica de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
La cifra representa un incremento del 5 % interanual respecto a marzo de 2024 y del 8 % mensual en comparación con febrero de este año.
Según detalla el reporte, las fuentes de generación energéticas predominantes en marzo último fueron: hidroeléctrica (47.1 %) y gas natural (27.4 %), energía eólica (6.4 %), solar (6.3 %), petróleo y sus derivados (5.2 %), nuclear (2.4 %), carbón mineral (2.7 %), bioenergía (2.0 %), y geotermia que representó un 0.5 por ciento.
Un aspecto sobresaliente fue el notable avance experimentado por la energía solar, que creció 53 % respecto al mes anterior.
En cuanto a la tasa de renovabilidad energética, siete países miembros de OLADE presentan tasas de renovabilidad superiores al 75 %, con Paraguay con casi 100 % renovable y luego Costa Rica, Brasil, Uruguay, Venezuela, Colombia, y Belice.
Los datos presentados provienen de sieLAC, Sistema de Información Energética Regional desarrollado por OLADE.
Ver Reporte en el siguiente link: https://www.olade.org/publicaciones/julio-2025-reporte-n-4-generacion-electrica-en-america-latina-y-el-caribe/
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) dio a conocer la actualización del Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural que establece las condiciones, procedimientos y requisitos para las instalaciones de este tipo de actividad, sean fijas o móviles, lo que da un contexto normativo a las distintas posibilidades de negocio para el GNL y el GNC de pequeña escala. La norma es una actualización de lo publicado en 2019, pero que no tuvo una aplicación práctica.
En un nuevo contexto de la industria con el desarrollo que se anticipa de actividades vinculadas a la producción y comercialización de GNL, el mercado requería de especificaciones que ahora se establecen como los requisitos para la inscripción como almacenador, la presentación de instalaciones, las funciones del Responsable Técnico de Almacenaje, la cobertura de seguros, y un modelo de inscripción en el Registro de Almacenaje de Gas Natural (RAGNar).
Previo a su publicación, la norma fue presentada en un workshop realizado en la sede de Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) con participantes de toda la cadena de valor del gas vinculada al transporte y almacenamiento, de donde surgieron observaciones que, se asegura, serán motivo de posibles nuevas actualizaciones para incorporarlas.
El desarrollo del mercado local
Uno de los asistentes al encuentro resaltó que este marco normativo facilita el desarrollo, en particular, de la distribución a baja escala del GNL. Se trata de alternativas como la instalación de surtidores y estaciones de servicio para transporte, el abastecimiento de industrias y de localidades aisladas, cualquier desarrollo productivo desconectado de la red, generadoras de electricidad, hasta la provisión de ese combustible a embarcaciones costas afuera.
El Reglamento establece las categorías del almacenador fijo o móvil.
Pero el Enargas también comenzará a analizar, por delegación de la Secretaría de Energía, la normativa técnica y de seguridad para las operaciones offshore de exportación, como lo son los tres proyectos en marcha del Argentina LNG que llevan adelante una decena de empresas locales y socios internacionales para el aprovechamiento de los recursos gasíferos de Vaca Muerta a través de buques licuefactores que llegarán a las costas de Río Negro, a partir de 2027.
Así, en términos generales, el alcance del reglamento abarca el almacenaje de gas fijo y móvil -incluyendo inyección, depósito y retiro de gas, ya sea propio o para terceros-, tanques o equipos de GNL (Gas Natural Licuado), GNC (Gas Natural Comprimido), GNP (Gas Natural a Presión), plantas de carga y descarga a granel, estaciones portátiles y transporte de módulos de almacenaje móvil, entre otros dispositivos.
Además, aborda las opciones de almacenamientos subterráneos de gas natural e incluye el almacenamiento vinculado al upstream, pero sólo en los casos en que tienen vinculación con los sistemas de transporte de la red regulada por el Enargas. Esto generó observaciones de alguno de los presentes en el workshop, no sólo por ser sujeto de regulación del Enargas, sino por considerar que su supuesta ambigüedad limita la potestad del operador en la gestión del negocio y deja abierta la posibilidad de una mayor intromisión del Estado.
Categorías, alcances y exclusiones
La reglamentación dispone también un régimen de sanciones ante la verificación de incumplimientos que podrán significar apercibimientos, multas o la baja del registro, además de implementar nuevas tasas de inscripción y una Tasa de Fiscalización y Control, y el tipo de seguros obligatorios para las distintas instalaciones.
En el reglamento se establecen y delimitan las categorías de Almacenador de GNC/GNP que opera instalaciones fijas y móviles; el Mini Almacenador de GNL con capacidad en cada instalación de hasta 15.000 m3; el Gran Almacenador de GNL con una capacidad superior a esos 15.000 m3, y Almacenador subterráneo, ya sea en yacimientos depletados, cavernas de sal, acuíferos o coal bed methane, lo cual se asegura resulta representativo para un amplio espectro del negocio.
El Enargas también adecuará la normativa a los proyectos offshore de exportación
Entre las exclusiones de la norma se destacan los equipos de GNC en vehículos, estaciones de expendio de gas natural vehicular, instalaciones fijas de almacenamiento de usuarios no residenciales conectados a sistemas de transporte o distribución (sujetas a reglamentación específica), almacenamiento realizado por licenciatarias de transporte/distribución para asegurar el suministro de servicios no interrumpibles, ni instalaciones de almacenaje destinadas a la producción en yacimientos de hidrocarburos o subterráneos para uso propio en áreas de concesión.
La normativa consolida el funcionamiento del Registro de Almacenaje de Gas Natural de la República Argentina (RAGNar), de inscripción obligatoria a cargo del Enargas; y las figuras de Responsable Técnico de Almacenaje (RTA) y de lo Organismo de Certificación (OC) acreditado por el regulador para certificar el cumplimiento de normas.
Además de delimitar las responsabilidades en los casos de usuarios aislados o conectados a la red, también establece los requisitos de inscripción para quienes ya prestan el servicio de almacenaje fijo o móvil, además de explicitar que las licenciatarias de transporte y distribución también pueden ofrecer esa prestación por cuenta propia o de terceros.
Con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta clave para fomentar la actividad, la Argentina se prepara para recibir uno de los proyectos mineros más ambiciosos de las últimas décadas: el Proyecto Vicuña. Este emprendimiento, liderado por Lundin Mining y BHP, promete transformar no solo la matriz exportadora argentina, sino también su mapa laboral y energético.
Según proyecciones, Vicuña podría generar hasta 200.000 empleos directos e indirectos hacia 2032 y exportaciones por más de 12.000 millones de dólares anuales, lo que triplicaría los niveles actuales del sector. En paralelo, se espera que atraiga inversiones por más de 33.000 millones de dólares en casi 70 proyectos mineros, con la provincia de San Juan como epicentro.
Para acompañar tamaño crecimiento favorecido por el RIGI, el abastecimiento energético se vuelve un factor crítico. Es por esto que Aggreko, compañía dedicada a las soluciones modulares de generación de energía y control de temperatura, se ha fijado como obejtivo poder ser un socio estratégico para impulsar este tipo de iniciativas.
Actividad y abastecimiento energético
«La minería de gran escala requiere soluciones de suministro confiables, eficientes y adaptadas a contextos extremos. En lugares como la cordillera o el Triángulo del Litio, los retos logísticos y técnicos son significativos, pero también lo es el potencial de transformación regional», señaló Lucía Mejuto, Business Development Manager de Aggreko.
Ante este escenario, Aggreko ofrece sistemas híbridos que combinan fuentes renovables, almacenamiento inteligente y tecnologías de generación confiables y de rápida implementación. “Estas soluciones están diseñadas para operar en condiciones exigentes, como la altura, con bajo consumo energético, monitoreo remoto y mantenimiento predictivo. Gracias a esta combinación tecnológica, se garantiza la continuidad operativa de los yacimientos, al tiempo que se optimizan los costos y se minimiza el impacto Ambiental”, destacaron desde la firma.
A su vez, Mejuto precisó: «La energía es un habilitador clave para el desarrollo regional. Diseñar sistemas que se adapten al entorno y aseguren la escalabilidad del proyecto es parte de nuestra misión. Acompañar el crecimiento del cobre argentino es también una forma de contribuir al futuro energético del país».
En el vibrante ecosistema empresarial de la Patagonia, Marita Rabert se ha consolidado como una consultora referente. Con Energy Transformer, su firma, va más allá de lo convencional, enfocándose en la energía vital de las organizaciones para convertirlas en resultados tangibles. En esta entrevista, Marita nos revela la inspiración detrás de Energy Transformer y cómo su enfoque innovador logra transformar la visión en acción, impulsando a empresas y líderes a alcanzar su máximo potencial. Descubre la clave de su éxito en el sur argentino. El Origen y la Filosofía Marita, cuéntanos, ¿qué te inspiró a crear Energy Transformer? ¿Hubo un […]
Vaca Muerta es un activo global que puede satisfacer la demanda mundial y nuestro trabajo consiste en hacerlo realidad, sostiene el presidente del coloso anglo holandés. Sobran los ejemplos en la actualidad y a lo largo de estos 80 años que conmemora el diario Clarín, de creaciones y talentos argentinos triunfando en el mundo. Lo vemos, y lo celebramos con frecuencia, en los deportes, la música, el cine o la literatura. Y tenemos también ahora esa oportunidad en algunos sectores económicos estratégicos, como la energía. Gracias a Vaca Muerta, el petróleo y el gas argentino tienen la oportunidad de insertarse […]
